§ 15 Vyhláška Energetického regulačního úřadu, kterou se stanoví obsah ekonomických údajů a postupy pro regulaci cen v energetice – Účinnost

§ 15 Účinnost Tato vyhláška nabývá účinnosti dnem 1. ledna 2002. Předseda: Ing. Brychta, CSc. v. r. Příloha č. 1 k vyhlášce č. 438/2001 Sb. Jednotková cena za roční rezervovanou kapacitu přenosové soustavy cperci je stanovena vztahem Cperci=PVpei-PAPP∑k=1nRRKPS-VVNki kde i je pořadové číslo regulovaného roku, PVpei je hodnota povolených výnosů za činnost přenosu elektřiny pro regulovaný rok a je stanovena vztahem PVpei = PNpei + Opei + Zpei kde PNpei jsou povolené náklady za činnost přenosu elektřiny pro regulovaný rok vypočítané podle vztahu PNpei=PNpe0×1-Xpei×∏t=ll+i-1pMI×MIt-1+1-pMI×Nl)100 kde PNpe0 je výchozí hodnota povolených nákladů držitele licence, Xpe je faktor efektivity přenosu, l je letopočet roku předcházejícího prvnímu regulovanému roku regulačního období, pMI je koeficient mzdového eskalačního faktoru, MIt-1 je mzdový eskalační faktor stanovený na základě indexu průměrné měsíční mzdy v průmyslu celkem vykázaného Českým statistickým úřadem v tabulce 3106 01-02-02 za 1. - 4. čtvrtletí roku t-1, Nt je průmyslový eskalační faktor stanovený na základě podílu klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců vykázaného Českým statistickým úřadem v tabulce indexů cen průmyslových výrobců 7004 za měsíc duben roku t; pokud však hodnota takto zjištěného podílu klouzavých průměrů bude menší než 100, bude pro účely výpočtu použita hodnota 100, Opei jsou odpisy dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence, sloužícího k zajištění přenosových služeb, vypočítané podle vztahu Opei=Ope0+∑t=ll+i-2ZHOpet kde Ope0 je výchozí hodnota odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence, sloužících k zajištění přenosových služeb, ZHOpet je roční změna hodnoty odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku v roce t; pro první regulovaný rok regulačního období je ZHOpet = 0, Zpei je zisk vypočtený jako součin míry výnosnosti a hodnoty regulační báze aktiv držitele licence na přenos podle vztahu Zpei = RABpei x MVpei kde RABpei je hodnota regulační báze aktiv držitele licence na přenos pro regulovaný rok vypočítaná podle vztahu RABpei=RABpe0+∑t=ll+i-2ZHApet kde RABpe0 je výchozí hodnota regulační báze aktiv držitele licence, ZHApet je roční změna hodnoty regulační báze provozních aktiv držitele licence v roce t; pro první regulovaný rok regulačního období je ZHApet= 0, MVpei je míra výnosnosti přenosu, PAPP je část příjmů z aukcí na přeshraničních profilech přenosové sítě ČR, jejíž hodnotu stanoví Úřad na celé regulační období, RRK(PS-VVN)ki je roční rezervovaná kapacita přenosové soustavy odběratele k. Kapacita zařízení přenosové soustavy je rezervována pro přímého odběratele z přenosové soustavy (bez exportu, bez tranzitu, bez odběru PVE ze sítě PPS v čerpadlovém provozu a bez odběru výrobců 1. a 2. kategorie, kromě samovýrobců, pro krytí spotřeby v areálu výrobny) a pro držitele licence na distribuci elektřiny připojené k přenosové soustavě, v regulovaném roce. Rezervovaná kapacita je pro držitele licence na distribuci, kteří jsou připojeni k přenosové soustavě, určena průměrem bilančních sald hodinových maxim 4 zimních měsíců (listopad až únor) za poslední tří zimní období před regulovaným rokem na rozhraní sítě PPS s PDS. Pro přímý odběr z přenosové soustavy je rezervovaná kapacita určena průměrem hodinových maxim odběru za 4 zimní měsíce (listopad až únor) v posledním zimním období před regulovaným rokem ve směru ze sítě PPS, Jednotková cena za použití přenosové soustavy cpepzi je stanovena vztahem Cpepzi=PRNpei+Kpei-2×pi-2100×pi-1100RPME2i kde PRNpei jsou proměnné náklady za činnost přenosu elektřiny bez započtení korekčního faktoru vypočítané v regulovaném roce podle vztahu PRNpei = NCEpei × PZTpei kde NCEpei je průměrná nákupní cena elektřiny pro krytí ztrát v přenosové soustavě stanovená Úřadem pro regulovaný rok, PZTpei je povolené množství ztrát v přenosové soustavě určené podle vztahu PZTpei=kzPS100-kzPS×RPMEzti kde kzPS je povolená míra ztrát v přenosové soustavě vztažená ke vstupujícímu toku elektřiny do přenosové soustavy bez systémového tranzitu stanovená Úřadem, RPMEzti je vystupující tok elektřiny z přenosové soustavy, který se skládá z přímého odběru z přenosové soustavy (včetně vlastní spotřeby ze sítě PPS, kontrahovaného tranzitu a exportu) a transformace do nižších distribučních úrovní napětí v regulovaném roce, Kpei-2 je korekční faktor pro činnost přenosu elektřiny pro regulovaný rok vypočtený podle přílohy č. 9, pi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-1, pi-2 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-2, RPME2i je plánované přenesené množství elektřiny v regulovaném roce (odběr elektřiny z přenosové soustavy), na který se vztahuje cena za použití přenosové soustavy, které se skládá z přímého odběru z přenosové soustavy (bez tranzitu, bez exportu) a odběru PVE v čerpadlovém provozu a odběru výrobců, včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla a z bilančního salda transformace do nižších distribučních úrovní napětí v regulovaném roce. Roční platba RPRK(PS-VVN)ki za rezervaci kapacity přenosové sítě odběratele k se vypočítá podle vztahu RPRK(PS-VVN)ki = cperci x RRK(PS-VVN)ki Jako informativní se určí výpočtová průměrná jednosložková cena za přenos elektřiny cpei v Kč/MWh včetně korekčního faktoru podle vztahu Cpei=PVpei-PAPPRPME1i+Cpepzi kde RPME1i je plánované přenesené množství elektřiny (odběr elektřiny z přenosové soustavy), které se skládá z přímého odběru z přenosové soustavy (bez exportu, bez odběru PVE v čerpadlovém provozu, bez tranzitu a bez odběru výrobců 1. a 2. kategorie, kromě samovýrobců, pro krytí spotřeby v areálu výrobny) a z bilančního salda transformace do nižších distribučních úrovní napětí v regulovaném roce. Příloha č. 2 k vyhlášce č. 438/2001 Sb. Regulovaná cena za systémové služby je stanovena vztahem Cssi=Sssi+Kssi-2×pi-2100×pi-1100kki×RMESS1i kde i je pořadové číslo regulovaného roku, sssi je regulovaná cena za systémové služby bez započtení korekčního faktoru za systémové služby v regulovaném roce vypočítaná podle vztahu Sssi=PNCpsi+PNospsi+Oospsi+Zss-PNCsapsikki×RMESS1i kde PNCpsi jsou celkové náklady na nákup podpůrných služeb v regulovaném roce stanovené analyticky Úřadem, Zss je zisk za organizování trhu s podpůrnými službami stanovený rozhodnutím Úřadu, PNospsi jsou povolené náklady držitele licence vypočítané podle vztahu PNospsi=PNosps0×1-Xospsi×∏t=ll+i-1pMI×MIt-1+1-pMI×Nt100 kde PNosps0 je výchozí hodnota povolených nákladů držitele licence nezbytných k zajištění obchodu se systémovými a podpůrnými službami, Xosps je faktor efektivity, l je letopočet roku předcházejícího prvnímu regulovanému roku regulačního období, pMI je koeficient mzdového eskalačního faktoru, MIt-1 je mzdový eskalační faktor stanovený na základě indexu průměrné měsíční mzdy v průmyslu celkem vykázaného Českým statistickým úřadem v tabulce 3106 01-02-02 za 1. - 4. čtvrtletí roku t-1, Nt je průmyslový eskalační faktor stanovený na základě podílu klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců vykázaného Českým statistickým úřadem v tabulce indexů cen průmyslových výrobců 7004 za měsíc duben roku t; pokud však hodnota takto zjištěného podílu klouzavých průměrů bude menší než 100, bude pro účely výpočtu použita hodnota 100, Oospsi=Oosps0+∑t=ll+i-2ZHOospst kde Oosps0 je výchozí hodnota odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence, sloužícího k zajištění obchodu se systémovými a podpůrnými službami, ZHOospst je roční změna hodnoty odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku v roce t; pro první regulovaný rok regulačního období je ZHOospst = 0, PNCsapsi je plánovaný objem nákladů na podpůrné služby hrazený za lokální spotřebu v regulovaném roce, PNCsapsi = ssassi × PMEsai kde ssassi je pevná regulovaná cena za systémové služby pro lokální spotřebu2) výrobců 1. a 2. kategorie stanovená Úřadem pro regulovaný rok, PMEsai je velikost plánované vykázané lokální spotřeby2) v regulovaném roce stanovená Úřadem, kki je koeficient korekce spotřeby podle očekávaného vývoje spotřeby v regulovaném roce, jehož hodnotu stanoví Úřad, RMESS1i je plánované vykázané množství elektřiny dodané konečným zákazníkům v České republice v regulovaném roce bez lokální spotřeby podle zvláštního právního předpisu2) a bez spotřeby v ostrovních provozech, Kssi-2 je korekční faktor za systémové služby pro regulovaný rok vypočtený podle přílohy č. 9, pi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-1, pi-2 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-2. Příloha č. 3 k vyhlášce č. 438/2001 Sb. Pro účely regulace cen distribuce elektřiny je distribuční systém rozčleněn na následující části: • distribuční síť VVN, • distribuční síť VN spolu s transformací VVN / VN, • distribuční síť NN spolu s transformací VN / NN. Jednotková cena za roční rezervovanou kapacitu na napěťových úrovních VVN a VN distribuční soustavy sdxerci je stanovena vztahem sdxerci =PVU dxei×kpvxi+PVUd(x+1)ei×(1-kpv(x+1)i)+Kdxei-2×pi-2100×pi-1100RKKZxei+TMTRxi kde i je pořadové číslo regulovaného roku, PVUdxei je hodnota povolených výnosů za činnost distribuce elektřiny pro příslušnou x-tou distribuční úroveň napětí (VVN, VN nebo NN) po zahrnutí faktoru souvisejícího s otevíráním trhu stanovena vztahem PVUdxei = PVdxei + Udxei kde PVdxei je hodnota povolených výnosů za činnost distribuce elektřiny pro příslušnou x-tou distribuční úroveň napětí (VVN, VN nebo NN) stanovena vztahem PVdxei = PNdxei + Odxei + Zdxei kde PNdxei jsou povolené náklady držitele licence pro regulovaný rok, nezbytné k zajištění distribučních služeb na příslušné napěťové úrovni distribuce, vypočítané podle vztahu PNdxei=PNdxe0×1-Xdei×∏t=ll+i-1pMI×MIt-1+1-pMI×Nt100 kde PNdxe0 je výchozí hodnota povolených nákladů držitele licence, nezbytných k zajištění distribučních služeb na příslušné distribuční napěťové úrovni, Xde je faktor efektivity činnosti distribuce elektřiny, l je letopočet roku předcházejícího prvnímu regulovanému roku regulačního období, pMI je koeficient mzdového eskalačního faktoru, MIt-1 je mzdový eskalační faktor stanovený na základě indexu průměrné měsíční mzdy v průmyslu celkem vykázaného Českým statistickým úřadem v tabulce 3106 01-02-02 za 1. - 4. čtvrtletí roku t-1, Nt je průmyslový eskalační faktor stanovený na základě podílu klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců vykázaného Českým statistickým úřadem v tabulce indexů cen průmyslových výrobců 7004 za měsíc duben roku t; pokud však hodnota takto zjištěného podílu klouzavých průměrů bude menší než 100, bude pro účely výpočtu použita hodnota 100, Odxei jsou odpisy dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence, sloužícího k zajištění distribučních služeb na příslušné distribuční napěťové úrovni, vypočítané podle vztahu Odxei=Odxe0×∏t=ll+i-1Nt100 kde Odxe0 je výchozí hodnota odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku příslušné části distribučního systému (úrovně napětí) držitele licence, sloužícího k zajištění distribučních služeb na příslušné distribuční napěťové úrovni, Zdxei je zisk vypočtený jako součin míry výnosnosti a hodnoty regulační báze aktiv příslušné distribuční úrovně napětí držitele licence Zdxei = RABdxei × MVdei kde RABdxei je hodnota regulační báze aktiv držitele licence příslušné distribuční úrovně napětí pro regulovaný rok vypočítaná podle vztahu RABdxei=RABdxe0+∑t=ll+iZHAdxet kde RABdxeo je výchozí hodnota regulační báze aktiv příslušné části distribučního systému (úrovně napětí) držitele licence, sloužící k zajištění distribučních služeb na příslušné distribuční napěťové úrovni, ZHAdxet je změna hodnoty regulační báze aktiv příslušné části distribučního systému (úrovně napětí) držitele licence v roce t; MVdei je míra výnosnosti distribuce, Udxei je faktor související s otevíráním trhu, kpvxi je koeficient korekce povolených výnosů x-té distribuční napěťové úrovně analyticky stanovený Úřadem za účelem stabilizace cen v regulačním období, přičemž pro distribuční napěťovou úroveň NN je roven jedné, PVUd(x+1)ei je hodnota povolených výnosů za činnost distribuce elektřiny pro distribuční napěťovou úroveň o jednu vyšší než je x-tá distribuční úroveň napětí, kromě distribuční napěťové úrovně VVN, po zahrnutí faktoru souvisejícího s otevíráním trhu, kpv(x+1)i je koeficient korekce povolených výnosů o jednu distribuční napěťovou úroveň vyšší než je x-tá distribuční napěťová úroveň distribuční soustavy, kromě distribuční napěťové úrovně VVN, Kdxei-2 je korekční faktor pro činnost distribuce elektřiny pro regulovaný rok přiřazený k x-té distribuční napěťové úrovni vypočtený podle přílohy č. 9, pi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-1, pi-2 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-2, RKKZxei je plánovaná roční rezervovaná kapacita v MW konečných zákazníků (bez exportu, bez odběru PVE v čerpadlovém provozu, bez tranzitu a bez odběru výrobců 1. a 2. kategorie, kromě samovýrobců, pro krytí spotřeby v areálu výrobny) v regulovaném roce pro distribuční napěťovou úroveň VVN nebo VN, TMTRxi jsou technická maxima v MW transformace z napěťové úrovně VVN a VN distribuční soustavy na nižší distribuční napěťovou úroveň v regulovaném roce, která se stanoví podle vztahů TMTRVVNi=RKKZVNei×TETRVVNeiRMEKZVNei TMTRVNi=RKKZVNei×TETRVNeiRMEKZVNei TETRVVNei, TETRVNei jsou roční plánovaná množství elektřiny transformovaná z napěťové úrovně VVN a VN na nižší distribuční napěťovou úroveň distribuční soustavy v regulovaném roce, RMEKZVVNei, RMEKZVNei jsou roční plánovaná množství elektřiny odebíraná konečnými zákazníky na napěťové úrovni VVN a VN distribuční soustavy v regulovaném roce. Jednotková cena za použití sítě distribuční napěťové úrovně sdxepzi, je stanovena vztahem Sdxepzi=PRNdxeiRDME2xi kde PRNdxei proměnné náklady na distribuci elektřiny pro příslušnou x-tou distribuční úroveň napětí (VVN, VN nebo NN) bez započtení korekčního faktoru za činnost distribuce v regulovaném roce jsou stanoveny vztahem PRNdxei =NCEdei × PZTdxei kde NCEdei je průměrná nákupní cena elektřiny pro krytí ztrát v distribuční soustavě stanovená Úřadem pro jednotlivé provozovatele distribučních soustav v regulovaném roce, PZTdxei je povolené množství ztrát v napěťové úrovni x distribuční sítě určené podle vztahu PZTdxei = kzxi × PZTdei kde kzxi je koeficient podílu ztrát x-té napěťové úrovně distribuční soustavy na celkových ztrátách PZTdei v regulovaném roce stanovený analyticky Úřadem, přičemž∑xkzxi=1, kde PZTdei = kzdei × RDMEpzdi kde kzdei je povolená míra celkových ztrát v distribuční soustavě v regulovaném roce vztažená ke vstupujícímu toku elektřiny do této distribuční soustavy v procentech, kzdei=ktde+kode×1-ksode100i kde ktde je povolená míra technických ztrát v distribuční soustavě v regulovaném roce vztažená ke vstupujícímu toku elektřiny do této distribuční soustavy, stanovená analyticky Úřadem v procentech, výše technických ztrát v distribuční soustavě v regulovaném roce je stanovena provozovatelem distribuční soustavy v souladu se zvláštním právním předpisem13), kode je povolená míra obchodních ztrát v distribuční soustavě v regulovaném roce vztažená ke vstupujícímu toku elektřiny do této distribuční soustavy, stanovená analyticky Úřadem v procentech, ksode je koeficient snížení povolené míry obchodních ztrát v distribuční soustavě v regulovaném roce, stanovený analyticky Úřadem v procentech, RDMEpzdi je plánované množství elektřiny na vstupu do distribuční soustavy držitele licence na distribuci v regulovaném roce (dodávka ze zdrojů připojených k distribuční soustavě, dodávka z přenosové soustavy a dodávka ze sousedních distribučních soustav včetně dovozu ze zahraničí), RDME2xi je plánované množství elektřiny distribuované x-tou napěťovou úrovní distribučního systému držitele licence v regulovaném roce. Jsou to odběry elektřiny z příslušné části distribučního systému, které se skládají z odběrů všech konečných zákazníků z dané distribuční napěťové úrovně (včetně odběru lokálních distributorů), z exportu, odběru PVE v čerpadlovém provozu a z odběrů výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla, odběru samovýrobců do areálu výrobny a elektřiny transformované na nižší distribuční úroveň napětí (kromě NN). Jednotková cena za měsíční rezervovanou kapacitu na napěťových úrovních VVN a VN distribuční soustavy smdxerci včetně korekčního faktoru za distribuci elektřiny se stanoví podle následujícího vztahu smdxerci=sdxerci×kzni12 kde kzni je koeficient znevýhodnění roční rezervované kapacity na napěťových úrovních VVN a VN distribuční soustavy v regulovaném roce určený podle vztahu kzni=knri+kpri100 kde knri je koeficient nerovnoměrnosti ročního technického maxima zatížení vztaženého k součtu měsíčních technických maxim zatížení odběrů konečných zákazníků na napěťových úrovních VVN a VN distribuční soustavy v regulovaném roce, stanovený analyticky Úřadem v poměrných jednotkách, kpri je procentní přirážka ke koeficientu nerovnoměrnosti v regulovaném roce, analyticky stanovená Úřadem. Jako informativní se určí výpočtová průměrná jednosložková cena distribuce elektřiny sdxei v Kč/MWh pro samostatné distribuční napěťové úrovně včetně korekčního faktoru za distribuci elektřiny. Pro napěťovou úroveň NN distribuční soustavy je použita ke stanovení dvousložkových tarifů za distribuci pro konečné zákazníky. Výpočtová průměrná jednosložková cena distribuce elektřiny sdxei se stanoví podle vztahu Sdxei=PVUdxei×kpvxi+PVUdx+1ei×1-kpvx+1i+Kdxei-2×pi-2100×pi-1100RDME1xi+Sdxepzi kde RDME1xi je plánované množství elektřiny distribuované x-tou napěťovou úrovní distribučního systému držitele licence na distribuci v regulovaném roce konečným zákazníkům a tok transformací elektřiny do nižších distribučních úrovní napětí (kromě NN) bez exportu, odběru PVE v čerpadlovém provozu a bez odběru výrobců 1. a 2. kategorie, kromě samovýrobců, pro krytí spotřeby v areálu výrobny. Příloha č. 4 k vyhlášce č. 438/2001 Sb. Kumulativní dvousložková cena za distribuci se rozděluje na část za rezervaci kapacity a na část za použití příslušné napěťové úrovně distribuční sítě. Regulované průměrné ceny jednotkového množství elektřiny za rezervaci kapacity a za použití sítě na distribuční napěťové úrovni velmi vysokého napětí jsou stanoveny vztahy CdVVNerci=SdVVNerci+Cperci×RRKPS-VVNei+∑k=1,nRRKVVNk-VVNeiRKKZVVNei+TMTRVVNei CdVVNepzi=SdVVNepzi+Cpepzi×TEPS-VVNei+∑k=1,nTEVVNk-VVNeiRDME2VVNi Regulované průměrné ceny jednotkového množství elektřiny za rezervaci kapacity a za použití sítě na distribuční napěťové úrovni vysokého napětí jsou stanoveny vztahy CdVNerci=SdVNerci+CdVVNerci×TMTRVVNeiRKKZVNei+TMTRVNei CdVNepzi=SdVNepzi+CdVVepzi×TETRVVNeiRDME2VNi Regulovaná průměrná cena jednotkového množství elektřiny za použití sítě na distribuční napěťové úrovni nízkého napětí je stanovena vztahem CdNNepzi=SdNNepzi+CdVNepzi×TETRVNeiRDME2NNi Na distribuční napěťové úrovni nízkého napětí je vypočtena kumulativní jednosložková průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny, která slouží ke stanovení dvousložkových tarifů za distribuci na napěťové úrovni NN pro konečné zákazníky. První složka tarifu je odvozena od plánované roční rezervované kapacity v A hlavního jističe před elektroměrem (technické maximum) konečných zákazníků v regulovaném roce, druhá složka tarifu, která zahrnuje i kumulativní cenu cdNNepzi za použití sítě na distribuční napěťové úrovni NN, je vztažena k odebranému množství elektřiny v kWh v regulovaném roce, přičemž může být rozdělena na cenu vysokého a nízkého tarifu. Cena vysokého tarifu platí v době blokování elektrického zařízení odběratele. Kumulativní jednosložková průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny na distribuční napěťové úrovni velmi vysokého napětí je stanovena vztahem CdVVNei=PVUdVVN×kpvVVNi+KdVVNei-2×pi-1100×pi-2100+Cperci×RRKPS-VVNei+∑k=1,nRRKVVNk-VVNei-CdVVNerci×RKKZVVNeiTETRVVNei+CdVVNepzi Kumulativní jednosložková průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny na distribuční napěťové úrovni vysokého napětí je stanovena vztahem CdVNei=PVUdVNei×kpvVNI+KdVNei-2×pi-1100×pi-2100+CdVVNei-CdVVNepzi×TETRVVNei-RKKZVNeiTETRVNei+CdVNepzu Kumulativní jednosložková průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny na distribuční napěťové úrovni nízkého napětí je stanovena vztahem CdNNei=SdNNei+CdVNei-CdVNepzi×TETRVNeiRDME1NNi+CdVNepzi×TETRVNeiRDME2NNi kde i je pořadové číslo regulovaného roku, sdVVNerci, sdVNerci jsou složky ceny distribuce elektřiny za roční rezervovanou kapacitu napěťové úrovně VVN a VN distribuční soustavy v Kč/MW a rok v regulovaném roce, sdVVNepzi, sdVNepzi jsou složky ceny distribuce elektřiny za použití napěťové úrovně VVN a VN distribuční soustavy v Kč/MWh v regulovaném roce, sdVNei, sdNNei, jsou ceny za distribuci elektřiny na úrovni VN a NN stanovené podle přílohy č. 3, cperci je složka regulované ceny přenosu elektřiny za roční rezervovanou kapacitu přenosové soustavy v Kč/MW a rok stanovená podle přílohy č. 1, cpepzi je složka regulované ceny přenosu elektřiny za použití přenosové soustavy v Kč/MWh stanovená podle přílohy č. 1, PVUdVVNei je hodnota povolených výnosů držitele licence v regulovaném roce pro distribuční úroveň napětí VVN stanovená podle přílohy č. 3, kpvVVNi je koeficient korekce povolených výnosů PVdVVNei držitele licence pro napěťovou úroveň VVN distribuční soustavy v regulovaném roce, stanovená Úřadem za účelem stabilizace cen v regulačním období, KdVVNei-2 je korekční faktor za činnost distribuce elektřiny přiřazený k distribuční napěťové úrovni VVN pro regulovaný rok vypočtený podle přílohy č. 9, pi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-1, pi-2 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-2, TE(PS-VVN)ei, TETRVVNei, TETRVNei jsou plánované toky elektřiny pro regulovaný rok mezi přenosovou soustavou a distribuční úrovní VVN, popřípadě plánované toky elektřiny transformací z distribuční napěťové úrovně VVN a VN na nižší napěťovou úroveň distribuční soustavy v regulovaném roce. Je uvažován tok v transformaci mezi úrovněmi napětí (na vstupu do transformace, tedy se započtením ztrát v transformaci mezi úrovněmi distribučních napětí); ztráty v transformaci PS - VVN jsou započteny do ztrát PS, TE(VVNk-VVN)ei je plánované bilanční saldo elektřiny mezi distribuční úrovní VVN k-tého držitele licence na distribuci a ostatními držiteli licence na distribuci, jejichž distribuční soustavy jsou připojeny k přenosové soustavě, RDME1VNi, RDME1NNi jsou plánovaná množství elektřiny distribuovaná napěťovou úrovní VN a NN distribučního systému držitele licence v regulovaném roce konečným zákazníkům a tok elektřiny transformací do nižší distribuční úrovně napětí (kromě NN) bez exportu, bez odběru PVE v čerpadlovém provozu a bez odběru výrobců 1. a 2. kategorie, kromě samovýrobců, pro krytí spotřeby v areálu výrobny, RDME2VVNi, RDME2VNi, RDME2NNi jsou plánované toky elektřiny pro regulovaný rok na výstupu z distribuční úrovně VVN, popřípadě VN nebo NN držitele licence. Jsou to odběry konečných zákazníků na dané distribuční úrovni napětí, toky do transformace elektřiny do nižších napěťových úrovní z dané distribuční úrovně napětí (kromě NN), bilanční saldo odběru držitelů licence na distribuci, kteří nejsou připojeni k přenosové soustavě, export a odběry PVE v čerpadlovém provozu a odběr výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla na dané napěťové úrovni, RRK(PS-VVN)ei je rezervovaná kapacita přenosové soustavy plánovaná držitelem licence na distribuci připojeného k přenosové soustavě stanovená podle přílohy č. 1, RRK(VVNk-VVN)ei je plánované bilanční saldo rezervované kapacity mezi distribuční úrovní VVN k-tého držitele licence na distribuci a držitele licence na distribuci, kteří jsou připojeni k přenosové soustavě, RKKZVVNei, RKKZVNei je plánovaná roční rezervovaná kapacita (technické maximum) konečných zákazníků (bez exportu, bez odběru PVE v čerpadlovém provozu, bez tranzitu a bez odběru výrobců 1. a 2. kategorie, kromě samovýrobců, pro krytí spotřeby v areálu výrobny) napěťové úrovně VVN a VN distribuční soustavy v regulovaném roce, RMEKZVVNei, RMEKZVNei jsou roční plánovaná množství elektřiny odebíraná konečnými zákazníky na napěťové úrovni VVN a VN distribuční soustavy v regulovaném roce, TMTRVVNi, TMTRVNi jsou technická maxima v MW transformace z napěťové úrovně VVN a VN distribuční soustavy na nižší napěťovou úroveň v regulovaném roce, která se stanoví podle vztahů TMTRVVNi=RKKZVNei×TETRVVNeiRMEKZVNei TMTRVNi=RKKZVNei×TETRVNeiRMEKZVNei n je počet sousedních distribučních soustav. Přetoky mezi sítěmi VVN jednotlivých držitelů licence na distribuci jsou placeny cenou za přenos elektřiny. Úhrada nákladů na používání vývodových polí, vedení atd. se může řešit samostatnou dohodou. Při tvorbě ceny za službu sítě se na příslušných smluvních stranách náklady a výnosy plynoucí z dohody započítávají do povolených nákladů nebo výnosů. Přetoky mezi sítěmi VN a NN jednotlivých držitelů licence na distribuci mohou být, v odůvodněných případech, mezi jednotlivými držiteli licence hrazeny na základě „Dohody o úhradě nákladů“. Při tvorbě ceny za službu sítě se na příslušných smluvních stranách náklady a výnosy plynoucí z dohody započítávají do povolených nákladů nebo výnosů. Příloha č. 5 k vyhlášce č. 438/2001 Sb. Průměrná cena dodávky elektřiny cchze pro chráněné zákazníky odebírající elektřinu z distribuční napěťové úrovně NN se v prvním regulovaném roce regulačního období stanoví podle následujícího vztahu cchze = cdneve + cot + css + cdNNe + cvozk + cdDS + cprds + cochzNNe kde cdneve je individuální nákupní cena elektřiny provozovatele regionální distribuční soustavy v Kč/MWh v prvním regulovaném roce regulačního období stanovená rozhodnutím Úřadu, cot je celostátně jednotná pevná cena za činnost zúčtování operátora trhu, která se vztahuje ke skutečné hodnotě měsíčního odběru subjektu zúčtování, stanovená Úřadem pro první regulovaný rok regulačního období, css je regulovaná cena systémových služeb pro konečné zákazníky v prvním regulovaném roce regulačního období, stanovená rozhodnutím Úřadu podle přílohy č. 2, cdNNe je jednosložková průměrná kumulativní cena za distribuci jednotkového množství elektřiny na distribuční napěťové úrovni NN v prvním regulovaném roce regulačního období, stanovená rozhodnutím Úřadu podle přílohy č. 4, cvozk je celostátně jednotná pevná cena vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a ze zdrojů s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla placená konečnými zákazníky v prvním regulovaném roce regulačního období, stanovená podle přílohy č. 6, cdDS je regionální příspěvek konečných zákazníků distribuční sítě k ceně distribuce elektřiny na decentrální výrobu podle přílohy č. 8, cprds je celostátní pevná cena pro regionální distributory za zprostředkování plateb za systémové služby, obnovitelné zdroje, kombinovanou výrobu elektřiny a tepla a za decentrální výrobu; cena je stanovená rozhodnutím Úřadu, cochzNNe je průměrná cena obchodu s elektřinou pro chráněné zákazníky na napěťové úrovni NN distribuční soustavy stanovená vztahem CochzNNe=PNochzNNe0+OochNNe0+ZochzNNe0RMECHZNN+RMEOZNN+ZoechzNNe0 kde PNochzNNe0 je výchozí hodnota povolených nákladů, OochzNNe0 je výchozí hodnota odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence, ZochzNNe0 je zisk pro činnost dodávky elektřiny chráněným zákazníkům, zoechzNNe0 je zisková marže pro činnost dodávky elektřiny chráněným zákazníkům, stanovená analyticky Úřadem v Kč/MWh, RMECHZNN je plánované množství elektřiny dodané příslušným držitelem licence na distribuční napěťové úrovni NN chráněným zákazníkům v prvním regulovaném roce regulačního období, RMEOZNN je plánované množství elektřiny dodané příslušným držitelem licence na distribuční napěťové úrovni NN v prvním regulovaném roce regulačního období oprávněným zákazníkům. Příloha č. 6 k vyhlášce č. 438/2001 Sb. Cena na krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a ze zdrojů s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla placená konečnými zákazníky a lokální spotřebou2) cvozki je určena vztahem Cvozki=∑j=lnVCNvozij+VCNvkij+KvcniRMESi kde i je pořadové číslo regulovaného roku, j je pořadové číslo držitele licence na distribuci, n je počet držitelů licence na distribuci, VCNvozij předpokládané celkové vícenáklady j-tého držitele licence na distribuci na povinný výkup elektřiny z obnovitelných zdrojů jsou stanoveny vztahem VCNvozij=∑s=1mCmvozis-Cneveij×PMEozijs+∑s=1mcdvozis×PMEdozijs kde m je počet druhů obnovitelných zdrojů, cmvozis je celostátně jednotná minimální výkupní cena elektřiny z s-tého druhu obnovitelného zdroje, stanovená Úřadem pro regulovaný rok, cdvozis je celostátně jednotná pevná cena elektřiny z s-tého druhu obnovitelného zdroje hrazená regionálním distributorem, kterou Úřad stanoví pro rok i regulačního období pro elektřinu, která není dodána do regionální distribuční soustavy a je spotřebována fyzickou nebo právnickou osobou bez použití regionální distribuční soustavy, cneveij je individuální nákupní cena elektřiny v j-té distribuční soustavě stanovená analyticky Úřadem pro jednotlivé provozovatele distribučních soustav v regulovaném roce, PMEozijs je předpokládané množství elektřiny vykoupené z s-tého druhu obnovitelného zdroje j-tého držitele licence na distribuci v regulovaném roce, PMEdozijs je předpokládané množství elektřiny vyrobené z s-tého druhu obnovitelného zdroje, které není dodáno do regionální distribuční soustavy a je spotřebováno stejnou právnickou osobou nebo prodáno jiné právnické osobě bez použití regionální distribuční soustavy, přičemž u j-tého provozovatele regionální distribuční soustavy na příslušném území je uplatněna minimální snížená cena v regulovaném roce, VCNvkij předpokládané celkové vícenáklady j-tého držitele licence na distribuci na povinný výkup elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla jsou stanoveny vztahem VCNvkij = ∑ (cmvki + cneveij) × PMEkij + cpvkiM × PMEkijM + cpvkiV × PMEkijV kde cmvki jsou celostátně jednotné minimální výkupní ceny elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů do 1 MWe instalovaného výkonu včetně, stanovené Úřadem pro regulovaný rok, PMEkij jsou předpokládaná množství elektřiny vykoupená z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů do 1 MWe instalovaného výkonu včetně u j-tého držitele licence na distribuci v regulovaném roce, cpvkiM je celostátně jednotná pevná cena, stanovená Úřadem, za každou MWh elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů od 1 MWe do 5 MWe instalovaného výkonu včetně, PMEkijM je předpokládané množství elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů do 5 MWe instalovaného výkonu včetně j-tého držitele licence na distribuci v regulovaném roce, cpvkiV je celostátně jednotná pevná cena, stanovená Úřadem, za každou MWh elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů nad 5 MWe instalovaného výkonu, PMEkijV je předpokládané množství elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů nad 5 MWe instalovaného výkonu j-tého držitele licence na distribuci v regulovaném roce, Kvcni je korekční faktor v Kč s uvážením časové hodnoty peněz, pro podporu výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla. Určuje se podle vztahu Kvcni=KvPSi-2+∑j=1nKvcni-2j×pi-2100×pi-1100 kde Kvcni-2j je korekční faktor v Kč spojený s povinným výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla j-tého provozovatele regionální distribuční soustavy, který se stanoví jako rozdíl mezi skutečnými vícenáklady spojenými s povinným výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla včetně platby pro vyrovnání vícenákladů výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla provozovatele regionální distribuční soustavy stanovené pro rok i-2 a skutečnými výnosy j-tého provozovatele regionální distribuční soustavy plynoucími z ceny pro konečné zákazníky a lokální spotřebu na krytí těchto vícenákladů za rok i-2. V případě, že vícenáklady v roce i-2 přesáhly výnosy, je korekční faktor kladný. V případě, že vícenáklady v roce i-2 byly menší než výnosy, je korekční faktor záporný. Způsob výpočtu korekčního faktoru Kvcni-2j je popsán v příloze č. 9, KvPSi-2 je korekční faktor v Kč spojený s povinným výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla provozovatele přenosové soustavy, který se stanoví jako rozdíl mezi skutečnými a plánovanými výnosy z podpory obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla v roce i-2; korekční faktor je kladný nebo záporný, pi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-1, pi-2 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-2, RMESi je plánované množství elektřiny v regulovaném roce regulačního období dodané konečným zákazníkům v České republice včetně exportu ze sítě distributora, odběru PVE v čerpadlovém provozu (připojených k sítím distributorů), salda provozovatelů lokálních distribučních soustav, odběru výrobců a včetně lokální spotřeby2) v přenosové a jednotlivých distribučních soustavách. Platba pro vyrovnání vícenákladů výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla j-tého provozovatele regionální distribuční soustavy nebo provozovatele přenosové soustavy je stanovena podle vztahu PLvozkij = Zvozkij - (VCNvozij + VCNvkij) kde Zvozkij jsou předpokládané platby konečných zákazníků a lokální spotřeby j-tému provozovateli regionální distribuční soustavy nebo provozovateli přenosové sítě prostřednictvím ceny na krytí vícenákladů včetně korekčního faktoru v regulovaném roce; provozovatel přenosové soustavy nemá vícenáklady spojené s výkupem z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla podle zvláštního právního předpisu4), Zvozkij = cvozkij x RMESij RMESij je plánované množství elektřiny v regulovaném roce dodané konečným zákazníkům j-tého provozovatele regionální distribuční soustavy, včetně exportu ze sítě distributora, odběru PVE v čerpadlovém provozu (připojených k síti distributora), včetně provozovatelů lokálních distribučních soustav, odběru výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla a lokální spotřeby. U provozovatele přenosové soustavy se jedná o plánované množství elektřiny dodané konečnému zákazníkovi a lokální spotřebě2) v regulovaném roce. Pro držitele licence na přenos se platba PLvozkij rovná platbě konečných zákazníků a lokální spotřeby Zvozkij vzhledem k tomu, že vícenáklady na povinný výkup elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla u tohoto držitele licence nevznikají. Platby PLvozkij jsou s ohledem na znaménko vyrovnány přímo mezi jednotlivými provozovateli regionálních distribučních soustav a držitelem licence na přenos v celkové výši stanovené Úřadem a rozdělené úměrně absolutním hodnotám PLvozkij jednotlivých provozovatelů regionálních distribučních soustav a držitele licence na přenos. Příloha č. 7 k vyhlášce č. 438/2001 Sb. Cena za vyhodnocování, zúčtování a vypořádání odchylek operátorem trhu czoi je stanovena vztahem Czoi=Czo0+kzoi×1-Xzoi×∏t=ll+i-1Nt100 kde i je pořadové číslo regulovaného roku, czo0 je výchozí cena za vyhodnocování, zúčtování a vypořádání odchylek stanovená analyticky Úřadem, Czo0=PVzo0SMEl kde PVzo0 je výchozí hodnota povolených výnosů stanovená analyticky Úřadem tak, aby v průběhu regulačního období byly pokryty všechny nezbytné náklady související s organizováním krátkodobého trhu s elektřinou, vyhodnocováním, zúčtováním a vypořádáním odchylek a další nezbytné náklady související s rozvojem informačních technologií nutných pro zajištění fungování trhu s elektřinou v České republice včetně přiměřeného zisku podle zvláštního právního předpisu14), SME1 je plánované množství elektřiny dodané všem konečným zákazníkům v České republice v roce 1 včetně lokální spotřeby podle zvláštního právního předpisu2), kzoi je složka ceny respektující změnu nákladů operátora trhu v důsledku změny rozsahu regulované činnosti operátora trhu v průběhu regulačního období, Xzo je faktor efektivity, l je letopočet roku předcházejícího prvnímu regulovanému roku regulačního období, Nt je průmyslový eskalační faktor stanovený na základě podílu klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců vykázaného Českým statistickým úřadem v tabulce indexů cen průmyslových výrobců 7004 za měsíc duben roku t; pokud však hodnota takto zjištěného podílu klouzavých průměrů bude menší než 100, bude pro účely výpočtu použita hodnota 100. Příloha č. 8 k vyhlášce č. 438/2001 Sb. Cena příspěvku pro zdroje vyvedené do napěťových úrovní distribučních sítí zohledňuje příznivý vliv těchto zdrojů na snížení ztrát v přenosové a distribučních sítích. Příspěvek je celostátně jednotný, rozlišený po napěťových úrovních distribuce a je hrazen držitelem licence na distribuci příslušnému držiteli licence na výrobu elektřiny. Cenu příspěvků cdVVNdvi, cdVNdvi a cdNNdvi v příslušných letech regulovaného období pro zdroje vyvedené do úrovně VVN, VN a NN stanoví Úřad. Předpokládaný roční objem příspěvků v Kč/rok zaplacený na jednotlivých distribučních napěťových úrovních VVN, VN a NN držitelem licence na distribuci držitelům licence na výrobu je dán vztahem PLdDSxi = cdxdvi x PMEdDSxvi kde i je pořadové číslo regulovaného roku, x je distribuční napěťová úroveň VVN, VN nebo NN, PMEdDSxvi je celkové předpokládané množství elektřiny vyrobené ve zdrojích a vyvedené do napěťové úrovně distribuce x distribuční sítě držitele licence na distribuci. Individuální příspěvek cdDSi k ceně distribuce elektřiny dodané konečným zákazníkům na krytí decentrální výroby pro zdroje vyvedené do distribuční sítě jednotný pro všechny napěťové úrovně distribuční soustavy je určen vztahem CdDSi=∑xPLdDSxi+KdDSiRMESi kde RMESi je plánované množství elektřiny v regulovaném roce dodané na všech distribučních napěťových úrovních konečným zákazníkům v dané distribuční soustavě včetně exportu ze sítí držitele licence na distribuci, odběru PVE v čerpadlovém provozu (připojených do sítí držitele licence na distribuci), provozovatelům lokálních distribučních soustav a odběru výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla, KdDSi je korekční faktor za decentrální výrobu pro regulovaný rok v Kč s uvážením časové hodnoty peněz. Určuje se podle vztahu KdDSi=KdDSi-2×pi-2100×pi-1100 kde KdDSi-2 je korekční faktor v Kč spojený s krytím decentrální výroby provozovatele regionální distribuční soustavy, který se stanoví jako rozdíl mezi skutečnými náklady provozovatele distribuční soustavy spojenými s placením příspěvku pro decentrální zdroje vyvedené do napěťových úrovní distribučních sítí v roce i-2 a skutečnými výnosy provozovatele regionální distribuční soustavy z individuálního příspěvku k ceně distribuce elektřiny dodané konečným zákazníkům na krytí decentrální výroby elektřiny dosažené v roce i-2. Způsob výpočtu korekčního faktoru KdDSi-2 je popsán v příloze č. 9, pi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-1, pi-2 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-2. Příloha č. 9 k vyhlášce č. 438/2001 Sb. (1) Pro činnost přenosu elektřiny se výnosy z ceny za rezervaci kapacity nekorigují, koriguje se pouze dosažená míra ztrát v přenosové soustavě. (2) Z hodnoty povoleného rámce rozptylu míry ztrát licencované činnosti přenos elektřiny definované v § 5 odst. 4 d) a skutečného množství elektřiny dodaného na vstupu do přenosové soustavy včetně smluvního tranzitu v roce i-2 je stanovena horní a dolní mez povoleného množství ztrát. (3) Kontrolní ztráty se rovnají velikosti skutečně naměřených ztrát v přenosové soustavě, pokud se skutečně naměřené ztráty nachází uvnitř pásma daného horní a dolní mezí povoleného množství ztrát. Pokud se skutečně naměřené ztráty nachází vně tohoto pásma, rovnají se kontrolní ztráty příslušné bližší mezi povoleného množství ztrát stanovené podle odstavce 2. (4) Korekční faktor pro činnost přenosu elektřiny je dán rozdílem skutečně vynaložených nákladů na ztráty v přenosové soustavě a součinu kontrolních ztrát a ceny elektřiny pro nákup ztrát stanovené Úřadem pro rok i-2. (5) Korekční faktor pro činnost přenosu elektřiny podle odstavce 4 se přičítá k proměnným nákladům povoleným na nákup ztrát v přenosové soustavě v regulovaném roce. (6) Korekční faktor pro činnost poskytování systémových služeb se stanoví jako rozdíl celkových skutečných nákladů a skutečných výnosů za systémové služby v roce i-2. Celkové skutečné náklady se stanoví jako součet skutečných nákladů na nákup podpůrných služeb, Úřadem povolených výnosů za organizování obchodu s podpůrnými a systémovými službami a Úřadem povoleného zisku v roce i-2. Korekční faktor se přičítá k povoleným nákladům na podpůrné služby stanoveným Úřadem pro regulovaný rok. (7) Pro regulovanou činnost distribuce elektřiny se stanovují výpočtové výnosy na jednotlivých napěťových úrovních distribuce a celkové výpočtové výnosy v součtu za všechny napěťové úrovně distribuce v roce i-2. Výpočtové výnosy se stanovují pomocí uplatněných kumulativních cen za rezervovanou kapacitu a skutečných hodnot rezervovaných kapacit oprávněných zákazníků na distribučních úrovních velmi vysokého napětí a vysokého napětí a z tržeb za licencovanou činnost distribuce na distribuční úrovni nízkého napětí vypočtených pomocí skutečných hodnot příslušných technických jednotek z tarifní statistiky a cen za distribuci na distribuční úrovni nízkého napětí stanovených Úřadem pro rok i-2, od kterých se odečítají tržby stanovené z ceny za použití distribuční soustavy na distribuční úrovni nízkého napětí a ze skutečných hodnot odběrů oprávněných zákazníků na distribuční úrovni nízkého napětí. Při stanovení výpočtových výnosů jednotlivých napěťových úrovní distribuční soustavy pro rok i-2 se zohledňují toky elektřiny transformacemi mezi napěťovými úrovněmi. (8) Jestliže nejsou pro chráněné zákazníky na distribuční úrovni vysokého napětí nebo nízkého napětí v tarifu samostatně definovány kumulativní ceny za rezervovanou kapacitu a kumulativní ceny za použití zařízení distribuční soustavy, zjistí se pro ně výpočtové výnosy za licencovanou činnost distribuce na distribuční úrovni vysokého a nízkého napětí výpočtem tak, že se pomocí skutečných hodnot příslušných technických jednotek z tarifní statistiky a cen dodávky elektřiny pro chráněné zákazníky, stanovené Úřadem pro rok i-2, určí tržby, od kterých se odečítají tržby stanovené jako součet součinů skutečných hodnot odběrů chráněných zákazníků na distribuční úrovni vysokého a nízkého napětí a cen za silovou elektřinu, za činnost zúčtování operátora trhu, za systémové služby, za služby regulace napětí a jalového výkonu, za zprostředkování plateb pro držitele licence na distribuci, za krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla, za podporu decentrální výroby, za krytí ztrát hrazených operátorovi trhu, za obchod s elektřinou pro chráněné zákazníky a za použití distribuční sítě na distribuční úrovni vysokého a nízkého napětí. (9) Z celkových výpočtových výnosů za distribuci elektřiny stanovených podle odstavců 7 a 8 se vypočtou kontrolní výnosy za všechny úrovně napětí distribuční soustavy tak, že se od celkových výpočtových výnosů odečítají platby za rezervaci kapacity přenosové soustavy a platby za rezervaci kapacity sousedních distribučních soustav na distribuční úrovni velmi vysokého napětí. (10) Z hodnoty povoleného rámce rozptylu povolených výnosů licencované činnosti distribuce elektřiny definované v § 5 odst. 5 písm. f) a hodnoty povolených výnosů distribuční soustavy v roce i-2 se stanoví horní a dolní mez povolených výnosů. (11) Pokud je hodnota kontrolních výnosů menší než dolní mez povolených výnosů, převede se rozdíl kontrolních výnosů a dolní meze povolených výnosů na kladný korekční faktor za distribuci elektřiny. (12) Pokud je hodnota kontrolních výnosů větší než horní mez povolených výnosů, převede se rozdíl kontrolních výnosů a horní meze povolených výnosů na záporný korekční faktor za distribuci elektřiny. (13) Korekční faktor pro činnost distribuce elektřiny definovaný v odstavcích 11 a 12 se rozdělí v poměru velikosti rozdílu kontrolních výnosů jednotlivých napěťových úrovní distribuční soustavy a povolených výnosů jednotlivých napěťových úrovní distribuční soustavy stanovených pro rok i-2 podle odstavce 7 a přičte se k povoleným výnosům příslušných distribučních napěťových úrovní pro regulovaný rok. (14) Pro činnost distribuce elektřiny bude v korekčním faktoru zohledněn rozdíl mezi hodnotou změny regulační báze aktiv a mezi skutečnou změnou zůstatkových hodnot majetku za účetně ukončený kalendářní rok. (15) Pro činnost distribuce elektřiny se tržby za použití sítě nekorigují. (16) Skutečné vícenáklady každého provozovatele regionální distribuční soustavy, spojené s povinným výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla v roce i-2, jsou stanoveny ze skutečného množství vykoupené elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla, z regulovaných pevných cen pro podporu kombinované výroby elektřiny a tepla, z minimálních výkupních cen podle § 3 odst. 1 a) pro rok i-2 a z průměrných cen silové elektřiny stanovených Úřadem pro rok i-2. (17) Skutečné výnosy provozovatele regionální distribuční soustavy spojené s podporou výroby elektřiny v obnovitelných zdrojích a ve zdrojích s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla se stanoví z výše ceny na krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a ze zdrojů s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla, hrazené konečnými zákazníky a lokální spotřebou v roce i-2 a ze skutečných hodnot odběrů konečných zákazníků a lokální spotřeby v roce i-2. (18) Skutečné vícenáklady provozovatele regionální distribuční soustavy definované v odstavci 16, včetně platby pro vyrovnání vícenákladů výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla regionálního distributora stanovené pro rok i-2, se porovnají se skutečnými výnosy tohoto provozovatele definovanými v odstavci 17. Rozdíl se jako kladný nebo záporný korekční faktor přičítá k plánovaným vícenákladům provozovatele regionální distribuční soustavy spojeným s povinným výkupem v regulovaném roce. (19) Skutečné náklady provozovatele distribuční soustavy spojené s placením příspěvku pro decentrální zdroje vyvedené do napěťových úrovní distribučních sítí se stanoví z ceny těchto příspěvků a ze skutečných hodnot dodávky elektřiny ze zdrojů připojených do napěťových úrovní distribučních sítí v roce i-2. (20) Skutečné výnosy provozovatele regionální distribuční soustavy spojené s decentrální výrobou se stanoví součinem individuálního příspěvku k ceně distribuce elektřiny dodané konečným zákazníkům na krytí decentrální výroby elektřiny dosažené v roce i-2 a skutečných hodnot odběrů konečných zákazníků v roce i-2. (21) Skutečné náklady spojené s decentrální výrobou definované v odstavci 19 se porovnají se skutečnými výnosy definovanými v odstavci 20. Rozdíl se jako kladný nebo záporný korekční faktor uplatní podle postupu uvedeného v příloze č. 8. Příloha č. 10 k vyhlášce č. 438/2001 Sb. Cena přepravy zemního plynu od držitele licence na přepravu plynu v regulovaném roce je stanovena vztahem Cpi=PVUpi+Kpi×pi-2100×pi-1100+NCPpi×PZTpiPDKpi kde i je pořadové číslo regulovaného roku, PVUpi je hodnota povolených výnosů pro regulovaný rok po zahrnutí faktoru souvisejícího s otevíráním trhu stanovena vztahem PVUpi = PVpi + Upi kde PVpi je hodnota povolených výnosů pro regulovaný rok a je stanovena vztahem PVpi = PNpi + Opi + Zpi kde PNpi jsou povolené náklady držitele licence pro regulovaný rok vypočítané podle vztahu PNpi=PNp0×1-Xpi×∏t=ll+i-1pMI×MIt-1+1-pMI×Nt100 kde PNp0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence na přepravu zahrnující náklady na vnitrostátní přepravu a příslušnou část nákladů tranzitu vyvolaných vnitrostátní přepravou, Xp je faktor efektivity přepravy, l je letopočet roku předcházejícího prvnímu regulovanému roku regulačního období, pMI je koeficient mzdového eskalačního faktoru, MIt-1 je mzdový eskalační faktor stanovený na základě indexu průměrné měsíční mzdy v průmyslu celkem vykázaného Českým statistickým úřadem v tabulce 3106 01-02-02 za 1. - 4. čtvrtletí roku t-1, Nt je průmyslový eskalační faktor stanovený na základě podílu klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců vykázaného Českým statistickým úřadem v tabulce indexů cen průmyslových výrobců 7004 za měsíc duben roku t; pokud však hodnota takto zjištěného podílu klouzavých průměrů bude menší než 100, bude pro účely výpočtu použita hodnota 100, Opi jsou odpisy dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence pro regulovaný rok, vypočítané podle vztahu Opi=Op0+∑t=ll+i-2ZHOpt kde Op0 je výchozí úroveň odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence na přepravu zahrnující odpisy na vnitrostátní přepravu a příslušnou část odpisů tranzitu vyvolaných vnitrostátní přepravou, ZHOpt je roční změna hodnoty odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku v roce t; pro první regulovaný rok je ZHOpt = 0, Zpi je zisk držitele licence pro regulovaný rok, vypočítaný podle vztahu Zpi = RABpi x MVpi kde MVpi je míra výnosnosti přepravy, RABpi je hodnota regulační báze aktiv pro regulovaný rok vypočítaná podle vzorce RABpi=RABp0+∑t=ll+i-2ZHApt kde RABp0 je výchozí hodnota regulační báze aktiv držitele licence na přepravu zahrnující aktiva vnitrostátní přepravy a příslušnou část aktiv tranzitu používaných pro vnitrostátní přepravu, ZHApt je změna regulační báze aktiv v roce t; pro první regulovaný rok regulačního období je ZHApt = 0, Upi je faktor související s otevíráním trhu, Kpi je korekční faktor pro činnost přepravy pro regulovaný rok, pi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-1, pi-2 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-2, NCPpi je plánovaná nákupní cena energie zemního plynu pro krytí ztrát v přepravní soustavě pro regulovaný rok, PZTpi je povolené množství ztrát v přepravní soustavě pro vnitrostátní přepravu pro regulovaný rok, určené vztahem PZTpi = kzpP x RPMPi kde kzpP je povolená míra ztrát v přepravní soustavě, RPMPi je plánované množství energie zemního plynu vstupující do přepravní soustavy v regulovaném roce, PDKpi je celková plánovaná denní kapacita stanovená pro regulovaný rok na základě smluv uzavřených držitelem licence na přepravu; pokud nejsou smluvní hodnoty celkové plánované denní kapacity předány Úřadu v termínu podle § 10, stanoví je Úřad analyticky. Návrh ceny přepravy plynu předkládaný Úřadu je v případě použití objemových jednotek v Kč/m3/den/rok zaokrouhlován na čtyři desetinná místa, v případě použití energetických jednotek v Kč/MWh/den/rok je zaokrouhlován na dvě desetinná místa a hodnoty veličin použité při jejím výpočtu jsou zaokrouhlovány na pět desetinných míst. Příloha č. 11 k vyhlášce č. 438/2001 Sb. A) Kapacitní složka Kapacitní složka ceny dodávky plynu příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám v regulovaném roce, je dána vztahem ckai = cpi + ssi kde i je pořadové číslo regulovaného roku, cpi je cena přepravy zemního plynu od držitele licence na přepravu plynu v regulovaném roce, ssi je cena za uskladňování zemního plynu v zásobnících zemního plynu v rozsahu dodávek chráněným zákazníkům pro příslušné držitele licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, v regulovaném roce. Cena za uskladňování zemního plynu v zásobnících zemního plynu v rozsahu dodávek zemního plynu chráněným zákazníkům pro regulovaný rok ssi se vypočte podle následujícího vzorce Ssi=PNsiPDKsi kde PNsi jsou plánované náklady na skladování zemního plynu v zásobnících zemního plynu v rozsahu dodávek chráněným zákazníkům držitele licence na obchod pro příslušné držitele licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, v regulovaném roce, PDKsi je celková plánovaná denní kapacita v rozsahu dodávek chráněným zákazníkům stanovená pro regulovaný rok na základě smluv uzavřených držitelem licence na obchod pro příslušné držitele licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám; pokud nejsou smluvní hodnoty celkové plánované denní kapacity předány Úřadu v termínu podle § 10, stanoví je Úřad analyticky. B) Komoditní složka Komoditní složka ceny dodávky plynu příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám v regulovaném roce, je rovna ceně energie zemního plynu skij v příslušném čtvrtletí regulovaného roku a je dána vztahem Skij=nsij+PNzo0+Ozo0RMDPoi+Ze kde i je pořadové číslo regulovaného roku, j je pořadové číslo čtvrtletí v příslušném regulovaném roce, nsij jsou měrné náklady na nákup energie zemního plynu stanovené podle následujícího vzorce nsij=PNCPnpijp+PNCZnzijp+KkijRMDPijp+RMDPijpz kde PNCPnpijp jsou plánované náklady na nákup energie zemního plynu kontrahovaného držitelem licence na obchod příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, v příslušném čtvrtletí regulovaného roku, bez nákladů na nákup zemního plynu uskladňovaného v podzemních zásobnících, PNCZnzijp jsou plánované náklady na nákup energie zemního plynu kontrahovaného držitelem licence na obchod příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, ze zásobníků zemního plynu v příslušném čtvrtletí regulovaného roku bez nákladů na skladování v těchto podzemních zásobnících, Kkij je korekční faktor pro činnost dodávky zemního plynu pro příslušné čtvrtletí regulovaného roku vypočtený podle přílohy č. 15, RMDPijp je plánované množství energie zemního plynu kontrahovaného držitelem licence na obchod příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, v příslušném čtvrtletí regulovaného roku bez plánovaného množství energie zemního plynu prodaného z podzemních zásobníků, RMDPijpz je plánované množství energie zemního plynu kontrahovaného držitelem licence na obchod příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, z podzemních zásobníků plynu v příslušném čtvrtletí regulovaného roku, PNzo0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence, Ozo0 je výchozí úroveň odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence, RMDPoi je plánované množství energie zemního plynu prodané držitelem licence na obchod příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, v regulovaném roce, ze je zisk v Kč/MWh stanovený rozhodnutím Úřadu. Návrh kapacitní složky ceny dodávky plynu od obchodníka s plynem dodávajícího plyn příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, předkládaný Úřadu je v případě použití objemových jednotek v Kč/m3/den/rok zaokrouhlován na čtyři desetinná místa, v případě použití energetických jednotek v Kč/MWh/den/rok je zaokrouhlován na dvě desetinná místa a hodnoty veličin použité při jejím výpočtu jsou zaokrouhlovány na pět desetinných míst. Návrh komoditní složky ceny dodávky plynu od obchodníka s plynem dodávajícího plyn příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, předkládaný Úřadu je v případě použití objemových jednotek v Kč/m3 zaokrouhlován na čtyři desetinná místa, v případě použití energetických jednotek v Kč/MWh je zaokrouhlován na dvě desetinná místa a hodnoty veličin použité při jejím výpočtu jsou zaokrouhlovány na pět desetinných míst. Příloha č. 12 k vyhlášce č. 438/2001 Sb. Průměrná cena za distribuci plynu v regulovaném roce se stanoví podle vztahu Sdpi=PVUdpi+Kdpi×pi-2100×pi-1100+NCPdpi×PZTdpiRMDPdpi kde i je pořadové číslo regulovaného roku, PVUdpi je hodnota povolených výnosů pro regulovaný rok po zahrnutí faktoru souvisejícího s otevíráním trhu stanovena vztahem PVUdpi = PVdpi + Udpi kde PVdpi je hodnota povolených výnosů pro regulovaný rok stanovena vztahem PVdpi = PNdpi + Odpi + Zdpi kde PNdpi jsou povolené náklady držitele licence pro regulovaný rok vypočítané podle vztahu PNdpi=PNdp0×1-Xdi×1+p×rdpi-1×∏t=ll+i-1pM1×MIt-1+1-pM1×Nt100 kde PNdp0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence, Xd je faktor efektivity distribuce, p je koeficient faktoru odběrných míst, rdpi je faktor odběrných míst pro regulovaný rok a vypočítá se podle vztahu rdpi=PZdpiPZdp0 kde PZdpi je plánovaný počet odběrných míst držitele licence na distribuci, jimž poskytuje distribuční služby pro regulovaný rok, PZdp0 je plánovaný počet odběrných míst držitele licence na distribuci v roce l, l je letopočet roku předcházejícího prvnímu roku regulačního období, pMI je koeficient mzdového eskalačního faktoru, MIt-1 je mzdový eskalační faktor stanovený na základě indexu průměrné měsíční mzdy v průmyslu celkem vykázaného Českým statistickým úřadem v tabulce 3106 01-02-02 za 1. - 4. čtvrtletí roku t-1, Nt je průmyslový eskalační faktor stanovený na základě podílu klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců vykázaného Českým statistickým úřadem v tabulce indexů cen průmyslových výrobců 7004 za měsíc duben roku t; pokud však hodnota takto zjištěného podílu klouzavých průměrů bude menší než 100, bude pro účely výpočtu použita hodnota 100, Odpi jsou odpisy dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence pro regulovaný rok vypočítané podle vztahu Odpi=Odp0×1+p×rdpi-1×∏t=ll+i-1Nt100 kde Odp0 je výchozí úroveň odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence, Zdpi je zisk držitele licence pro regulovaný rok vypočítaný podle vztahu Zdpi = RABdpi × MVdpi kde MVdpi je míra výnosnosti distribuce plynu, RABdpi je hodnota regulační báze aktiv v regulovaném roce vypočítaná podle vzorce RABdpi=RABdp0+∑t=ll+iZHAdpt RABdp0 je výchozí hodnota regulační báze aktiv, ZHAdpt je změna regulační báze aktiv v roce t, Udpi je faktor související s otevíráním trhu, Kdpi je korekční faktor pro činnost distribuce plynu pro regulovaný rok vypočtený podle přílohy č. 15, pi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-1, pi-2 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-2, NCPdpi je plánovaná průměrná nákupní cena přepravy, uskladňování a energie zemního plynu pro krytí ztrát v distribuční síti k 1. lednu regulovaného roku, PZTdpi je povolené množství ztrát v distribuční síti pro regulovaný rok, určené vztahem PZTdpi=kzpDSi100-kzpDSi×RMDPdpi kde kzpDSi je povolená míra ztrát v distribuční plynárenské soustavě pro regulovaný rok, RMDPdpi je plánované množství energie zemního plynu distribuované příslušným držitelem licence v regulovaném roce. Na základě stanovené průměrné ceny distribuce předloží jednotliví provozovatelé regionálních distribučních soustav návrhy cen distribuce v podobě dvou cenových průkazů, jeden pro jednotlivá odběrová pásma zákazníků, jejichž zařízení je připojeno k regionální distribuční soustavě, jeden pro jednotlivá odběrná místa chráněných zákazníků, jejichž zařízení je připojeno k regionální distribuční soustavě. Návrh ceny distribuce plynu předkládaný Úřadu je v případě použití objemových jednotek v Kč/m3 zaokrouhlován na čtyři desetinná místa, v případě použití energetických jednotek v Kč/MWh je zaokrouhlován na dvě desetinná místa a hodnoty veličin použité při jejím výpočtu jsou zaokrouhlovány na pět desetinných míst. Příloha č. 13 k vyhlášce č. 438/2001 Sb. Postup stanovení průměrné ceny dodávky plynu chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k regionální distribuční soustavě Průměrná cena dodávky plynu chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k regionální distribuční soustavě, je v příslušném čtvrtletí regulovaného roku dána vztahem Sdzij=Skai+Skij+PNdo0+Odo0RMDPdi+zd+cdpi kde i je pořadové číslo regulovaného roku, j je pořadové číslo čtvrtletí v regulovaném roce, skai je kapacitní část průměrné ceny dodávky plynu v rozsahu dodávek chráněným zákazníkům příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám v regulovaném roce vypočtená dle vztahu Skai=Ckai×PDKdiRMDPci kde ckai je kapacitní složka ceny dodávky plynu příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám v regulovaném roce, PDKdi je celková plánovaná denní kapacita v rozsahu dodávek chráněným zákazníkům stanovená pro regulovaný rok na základě smluv uzavřených příslušným držitelem licence, který dodává plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionální distribuční soustavě; pokud nejsou smluvní hodnoty celkové plánované denní kapacity předány Úřadu v termínu podle § 10, stanoví je Úřad analyticky, RMDPci je plánované množství energie zemního plynu v rozsahu dodávek chráněným zákazníkům prodané příslušným držitelem licence, který dodává plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionální distribuční soustavě, skij je komoditní složka ceny dodávky plynu příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, PNdo0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence, Odo0 je výchozí úroveň odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence, RMDPdi je plánované množství energie zemního plynu prodané příslušným držitelem licence, který dodává plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionální distribuční soustavě, zd je zisk v Kč/MWh stanovený rozhodnutím Úřadu, cdpi je průměrná cena za distribuci v rozsahu dodávek chráněným zákazníkům stanovená na základě schválených cen distribuce podle cenového průkazu příslušného provozovatele regionální distribuční soustavy. Návrh ceny dodávky plynu chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k regionální distribuční soustavě, předkládaný Úřadu je v případě použití objemových jednotek v Kč/m3 zaokrouhlován na čtyři desetinná místa, v případě použití energetických jednotek v Kč/MWh je zaokrouhlován na dvě desetinná místa a hodnoty veličin použité při jejím výpočtu jsou zaokrouhlovány na pět desetinných míst. Příloha č. 14 k vyhlášce č. 438/2001 Sb. Cena chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě, je dána vztahem Cdchzi=Skai+Skij+PNdchzi+Odchzi+ZdchziPMDPdchzi kde i je pořadové číslo regulovaného roku, skai je kapacitní složka ceny dodávky plynu chráněnému zákazníkovi, který je připojen na přepravní soustavu v regulovaném roce vypočtená podle vztahu Skai=Ckai×PDKziPMDPdchzi kde ckai je kapacitní složka ceny dodávky plynu příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, v regulovaném roce, PDKzi je plánovaná denní kapacita v rozsahu dodávek příslušnému chráněnému zákazníkovi, skij je komoditní složka ceny dodávky plynu příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, PNdchzi je úroveň ekonomicky oprávněných nákladů držitele licence na přepravu plynu, kromě nákladů zahrnutých v skai a skij, nezbytná k zajištění přepravy plynu chráněnému zákazníkovi, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě, stanovená v souladu se zvláštním právním předpisem,14) Odchzi jsou odpisy hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence na přepravu plynu, kromě odpisů zahrnutých v skai a skij, sloužící k zajištění přepravy plynu chráněnému zákazníkovi, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě, Zdchzi je přiměřený zisk stanovený v souladu se zvláštním právním předpisem,14) PMDPdchzi je plánované množství energie zemního plynu dodané v regulovaném roce chráněnému zákazníkovi, který je připojen na přepravní soustavu. Příloha č. 15 k vyhlášce č. 438/2001 Sb. (1) Pro regulovanou činnost podle § 8 odst. 1 písm. b) bodu 1 se stanovují kontrolní výnosy dosažené v roce i-2. Kontrolní výnosy jsou rovny tržbám z licencované činnosti v roce i-2 po odečtení nákladů na nákup zemního plynu v roce i-2 a po přičtení skutečných nákladů na ztráty v roce i-2 a skutečných nákladů na vlastní spotřebu v roce i-2. (2) Pro regulovanou činnost podle § 8 odst. 1 písm. b) bodu 1 se stanovují náklady na povolené množství ztrát v roce i-2., které jsou rovny součinu povolené míry ztrát v roce i-2 a skutečného množství plynu na vstupu do přepravní nebo distribuční soustavy v roce i-2 a průměrné nákupní ceny v roce i-2. (3) Pro první dva roky regulačního období se korekční faktor vypočte následujícím postupem: a) z hodnoty povoleného rámce rozptylu regulované činnosti podle § 8 odst. 1 písm. b) bodu 1 a hodnoty povolených výnosů regulované činnosti podle § 8 odst. 1 písm. b) bodu 1 v roce i-2 se stanoví horní a dolní mez povolených výnosů; b) pokud je hodnota kontrolních výnosů menší než dolní mez povolených výnosů navýšená o náklady na povolené množství ztrát v roce i-2, převede se rozdíl kontrolních výnosů a dolní meze povolených výnosů navýšené o náklady na povolené množství ztrát v roce i-2 na kladný korekční faktor pro činnost distribuce zemního plynu; c) pokud je hodnota kontrolních výnosů větší než horní mez povolených výnosů navýšena o náklady na povolené množství ztrát v roce i-2, převede se rozdíl kontrolních výnosů a horní meze povolených výnosů navýšené o náklady na povolené množství ztrát v roce i-2 na záporný korekční faktor pro činnost distribuce zemního plynu. (4) Pro regulovanou činnost podle § 8 odst. 2 písm. a) je korekční faktor uplatněn, jestliže rozdíl mezi plánovanými náklady na nákup zemního plynu, jež byly podkladem pro stanovení ceny obsažené v cenovém rozhodnutí platném pro dané čtvrtletí a skutečně vyvolanými náklady na nákup zemního plynu vykázanými v obdobích od poslední změny ceny, dosáhne hodnoty stanovené Úřadem. Korekční faktor je pak roven rozdílu mezi skutečnými a plánovanými náklady na nákup zemního plynu za období od poslední změny ceny plynu a je promítnut do ceny dodávky příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám. (5) Pro činnost distribuce plynu bude v korekčním faktoru zohledněn rozdíl mezi hodnotou změny regulační báze aktiv a mezi skutečnou změnou zůstatkových hodnot majetku za účetně ukončený kalendářní rok. Příloha č. 16 k vyhlášce č. 438/2001 Sb. V případech, kdy provozovatel tepelného zdroje umístěného v obytném domě neinstaloval v odůvodněných případech měřidlo spotřeby tepelné energie, zjistí se v případě spalování tuhých paliv spotřeba za účtované období podle vztahu: Qv=m.v.η100 kde Qv je množství vyrobené tepelné energie v [GJ], m je množství spotřebovaného paliva v [t], v je výhřevnost paliva v [GJ/t], η je směrná účinnost kotle (účinnost výroby tepla v kotli) v [%] v závislosti na výkonu. U kotlů na zemní plyn se skutečná spotřeba tepelné energie na výstupu z kotle zjišťuje z energie plynu fakturovaného dodavatelem v MWh podle vztahu: Qv=q.k.η27,778 kde Qv je množství vyrobené tepelné energie v kotli [GJ], q je spotřeba plynu v [MWh] (1 GJ = 0,27778 MWh), k je koeficient vyjadřující poměr mezi výhřevností [GJ/m3] a spalným teplem zemního plynu (podle údajů dodavatele zemního plynu), η je směrná účinnost kotle v [%] v závislosti na výkonu kotle. Směrnou účinnost kotle v % udává u nových zařízení projektant, respektive je uvedena v technické dokumentaci kotle, v ostatních případech se dosadí z následující tabulky: Kategorie zdrojeVýkon kotle na zdrojiÚčinnost při použití paliva (%)koksčerné uhlíbriketyhnědé uhlí tříděnéhnědé uhlí netříděnétopný olej LTOtopný olej TTOplyn ZPelektr. akumulačníelektr. přímotopnéAdo 0,5 MW696867666280-859698B0,5-3 MW7069686383-869799C3,1-6 MW-75-726584-87--D6,1-20 MW-77--70858290--E20,1-50 MW-80--77878592--Fnad 50 MW-82--82898693-- Příloha č. 17 k vyhlášce č. 438/2001 Sb. 1. Postup se použije pro energetické výrobny, v nichž se vyrábí současně tepelná energie a elektřina, tj. pro kotelny vybavené kogeneračními jednotkami s pístovým motorem, pro teplárny s parními i plynovými turbínami a pro tepelné elektrárny s dodávkou tepla provozované výrobci, kteří mají licenci na výrobu tepelné energie - skupina 31 (dále jen držitel licence) a vyrábějí elektřinu a tepelnou energii pro prodej, popř. též pro účelovou spotřebu, tj. spotřebu objektů, které slouží jiné činnosti držitele licence, např. průmyslových, administrativních a obchodních budov, sportovní haly či bazénu. 2. Postup se nevztahuje na energetické výrobny, které dodávají jen tepelnou energii a veškerá v nich vyráběná elektřina slouží jen ke krytí vlastní spotřeby zdroje tepelné energie a není dodávána do veřejné sítě ani přímo cizím subjektům, ani pro účelovou spotřebu držitele licence. V těchto zdrojích vlastní výroba elektřiny snižuje nebo eliminuje náklady na odběr ze sítě pro výrobu tepelné energie, která je jediným finálním produktem. 3. Celkové výrobní náklady se dělí na elektřinu a tepelnou energii, popř. tlakový vzduch po jednotlivých položkách, formou tabulky podle vzoru: Položkanáklad.na elektřinuna teplona tlak. vzduchSpecifikacepol.Nikoef.nákl.Neikoef.nákl.Ntikoef.nákl.Nvzitis. Kčβeitis. Kčβtitis. Kčβvzitis. KčPalivoEnergie (vlastní spotř. elektřiny)Voda technol.EkologiePopelovinyOstat, proměn.Mzdy + soc. poj.Údržba, opravyOdpisyVýrobní režieSprávní režieOstatní stáléÚVN∑ Ni∑ Nei∑ Nti∑ NvziJednotkové nákladyna výrobuKč/kWhJNEna dodávkuKč/GJJNTJNVZ 4. Podíl připadající na elektřinu Nei a na tepelnou energii Nti, popř. na tlakový vzduch Nvzi se stanoví v každé položce podle vztahů: na elektřinuNei=Ni.βeina tepelnou energii Nti=Ni.βtina tlakový vzduchNvzi=Ni.βvzipřitom vždyβei+βti+βvzi=1 kde Ninákladová položka před dělením[tis.Kč]βeirozdělovači koeficient pro dělení položky na elektřinu[-]βtirozdělovači koeficient pro dělení položky na tepelnou energii[-]βvzi rozdělovači koeficient pro dělení položky na tlakový vzduch[-] 5. Výroba tlakového vzduchu se týká jen dmychadel nebo kompresorů poháněných parní turbínou, obvykle v hutních teplárnách. V ostatních případech se náklady dělí jen mezi elektřinu a tepelnou energii, pro rozdělovací koeficienty platí vztah: βei+βti=1 6. Koeficienty βei, βti, βvzi mají hodnotu menší nebo rovnou 1. Určí se podle vztahů uvedených v částech A až D. 7. Jednotkové výrobní náklady (Kč/kWh, Kč/GJ) se stanoví v závislosti na skladbě výrobního zařízení a provozního režimu podle vztahů uvedených v částech A až D. Část A Postup platí pro soubor tvořený kogeneračními jednotkami s pístovým motorem (dále jen KJ) a teplovodními nebo výtopenskými parními či horkovodními kotli. Provozní režim zahrnuje špičkový provoz (obvykle s akumulací tepla) nebo celodenní provoz KJ, a to samostatně, střídavě nebo současně s kotli, popř. též výrobu elektřiny s omezeným využitím nebo bez využití tepla. 1. Podrobný výpočet 1.1 Použije se tam, kde lze rozlišit podíl KJ a kotlů na spotřebě paliva, popř. též na údržbě a servisu a na odpisech nebo na úroku z úvěru. Rozdělovací koeficienty se stanoví podle vztahů: na elektřinu βekj=3,6.EkjQdkj+3,6·Ekj na tepelnou energii βtkj=QdkjQdkj+3,6·Ekj na elektřinu βer=3,6.EkjQvyt+3,6·Ekj na tepelnou energii βtr=QvytQvyt+3,6·Ekj na elektřinu βeo=0,95·βer+0,05·βer na tepelnou energii βto=0,95·βtr kde Ekjsvorková výroba elektřiny v KJ[MWh]Qdkjužitečná dodávka tepelné energie z KJ[GJ]Qvytužitečná dodávka tepelné energie na prahu zdroje (kotelny)[GJ] 1.2 Koeficienty βei,βti se použijí k dělení položky palivo. Dále se použijí k dělení položek údržba a opravy, odpisy, pokud v nich lze spolehlivě oddělit náklady na KJ a na kotle. 1.3 Koeficienty βe, oβto se použijí k alternativnímu dělení položek údržba a opravy, odpisy, pokud nelze spolehlivě oddělit náklady na KJ a na kotle. 1.4 Koeficienty βe, rβtr se použijí k dělení ostatních položek, kde nelze spolehlivě oddělit náklady na KJ a na kotle. 1.5 V položce energie se rozdělí spotřeba elektřiny z výroby v KJ s použitím koeficientů βe, rβtr a elektřina odebraná ze sítě se započítá jen na teplo s koeficientem 1. Elektřina z vlastní výroby se oceňuje výkupní cenou (jako dodávka do sítě), odběr ze sítě nákupní cenou, vždy bez DPH. 1.6 Vzor podrobného dělení položek PoložkaSpecifikaceRozdělovači koef.na elekt.na teplopalivospálené v KJβe kjβt kjspálené v kotlích1energieelektřina z vlastní výrobyβe r βtrelektřina ze sítě1opravy údržbapodíl údržby a oprav KJβe kjβt kjpodíl údržby a oprav kotlů1servisservis KJβe kjβt kjodpisyodpisy KJβe kjβt kjodpisy kotlů1ostatní položkyKJ+ kotleβe o βto alternativní dělení opravy, údržbaKJ+ kotleβe o βtoodpisyKJ+ kotleβe o βto 2. Zjednodušený výpočet pro jednotky středního výkonu - varianta a Použije se pro výrobny se součtovým elektrickým výkonem do 300 kW včetně, při elektrickém výkonu jedné KJ do 142 kW v případě, že na straně tepelné energie je měřena jen celková dodávka z kotelny a není znám podíl KJ a kotlů. 2.1 Pro dělení dílčí položky palivo spálené v KJ se použijí koeficienty βe kj,βt kj v závislosti na jednotkovém elektrickém výkonu Jednotkový elektrickýRozdělovači koef.výkon KJna el. βe kjna teplo βt kjmenší než 45 kW0,350,6545 až 142 kW0,40,6 2.2 Pro dělení položek odpisy, údržba a opravy se použije alternativní způsob s koeficienty βeo, βto, ostatní položky mimo palivo a energii se dělí pomocí koeficientů βer,βtr. 3. Zjednodušený výpočet pro jednotky středního výkonu - varianta b Použije se pro výrobny se součtovým elektrickým výkonem do 300 kW včetně, při elektrickém výkonu jedné KJ do 142 kW v případě, že je měřena jen celková výroba elektřiny, dodávka tepla z kotelny a součtová spotřeba paliva pro KJ a kotle. 3.1 Pro položky odpisy, údržba a opravy se použije alternativní způsob dělení s koeficienty βeo,βto, ostatní položky včetně paliva se dělí pomocí koeficientů βer,βtr. 4. Zjednodušený výpočet pro jednotky malého výkonu Lze ho použít pro výrobny se součtovým elektrickým výkonem KJ do 100 kW včetně, při elektrickém výkonu jedné KJ 22 až 63 kW. Všechny položky včetně paliva se dělí pomocí koeficientů βez, βtz stanovených podle vztahů: na elektřinu βez=ee+ket na tepelnou energii βtz=kete+ket teplárenský modul e=3,6.EkjQvyt kde ket koeficient vyjadřující poměr jednotkových nákladů na tepelnou energii JNT a na elektřinu JNE vztažených na stejnou jednotku (Kč/kWh); nestanoví-li Úřad jinak, dosadí se ket = 0,97 5. Výpočet jednotkových nákladů Jednotkové náklady na výrobu elektřiny JNE a na dodávku tepelné energie JNT se stanoví podle vztahů: na elektřinu JNE=∑NeiEkj kč/kWh na tepelnou energii JNT=∑Nti.1000Qvyt Kč/GJ kde ∑Nei součet nákladových položek na elektřinu[tis.Kč]∑Nti součet nákladových položek na tepelnou energii[tis.Kč] Část B Postup platí pro soubor tvořený teplárenskými parními kotli a parními protitlakými či kondenzačními odběrovými, popř. též čistě kondenzačními turbínami. Může být doplněn výtopenskými parními nebo horkovodními kotli, v hutních teplárnách parními turbínami pro pohon turbodmychadel či turbokompresorů (dále jen TD). Provozní režim zahrnuje provoz teplárenské části celoročně samostatně nebo po část roku souběžně s výtopnou, střídavý provoz teplárenské a výtopenské části nebo provoz teplárny střídavě s turbinou a bez turbíny, s dodávkou tepla přes redukční stanice. 1. Výpočet základních rozdělovacích koeficientů 1.1 Základní rozdělovací koeficienty slouží jen jako pomocné veličiny pro výpočet rozdělovacích koeficientů určených k dělení nákladů tepláren a elektráren. Stanoví se podle vztahů: na elektřinu βe=QelQel+Qtep na tepelnou energii βt=QtepQel+Qtep kde Qel teplo spotřebované v parní turbíně k výrobě elektřiny[GJ]Qtep užitečné dodávkové teplo na prahu teplárny [GJ] 1.2 Spotřeba tepla v páře k výrobě elektřiny Qel v parních turbínách teplárny se stanoví podle vztahu: Qel=∑Mad·iad-∑Mo·io-∑Mpt·ipt-∑Mk·ik-∑Mu·iu GJ kde Mad průtok admisní páry (na vstupu do turbín)[t]Mkprůtok turbínového kondenzátu[t]Moprůtok páry do odběrů turbín[t]Mptprůtok páry do protitlaku turbin[t]Mumnožství ucpávkové páry (je-li využíváno její teplo)[t]iadentalpie páry na vstupu do turbíny (admisní, ostré páry)[GJ/t]ikentalpie turbínového kondenzátu[GJ/t]ioentalpie páry do jednotlivých odběrů[GJ/t]iptentalpie páry do protitlaku turbín[GJ/t]iuentalpie ucpávkové páry[GJ/t] Pokud není teplo ucpávkové páry využíváno, neodečítá se. 1.3 Užitečné dodávkové teplo na prahu teplárny se stanoví podle vztahu: Qtep=∑Mhv·ivy-ivs+∑Mp·ip-Mvk·ivk kde Mhvprůtok horké vody na prahu kotelny[t]Mvk průtok vratného kondenzátu na prahu kotelny[t]Mpprůtok páry určitých parametrů na prahu kotelny[t]ipentalpie páry určitých parametrů v místě měření průtoku[GJ/t]ivkentalpie vratného kondenzátu v místě měření průtoku[GJ/t]ivsentalpie vratné horké vody v místě měření průtoku[GJ/t]ivyentalpie výstupní horké vody v místě měření průtoku[GJ/t] Stejným způsobem se stanoví užitečné teplo na prahu výtopny Qvyt. 2. Výpočet rozdělovacích koeficientů pro teplárny vybavené jen teplárenskými kotli s celoročním provozem turbín 2.1 Rozdělovací koeficienty se stanoví podle vztahů: na elektřinu βea=βe·iadired>βe na tepelnou energii βta=ired-βe.iadired=ired-iad+βt.iadired<βt kde iredentalpie páry redukovaná pro dodávku tepla[GJ/t] 2.2 Je-li do turbín dodávána pára o různých parametrech, stanoví se její průměrná entalpie pro výpočet rozdělovacích koeficientů βea,βta podle vztahu: iad=∑MTGnt·iTGnt+∑MTGvt·iTGvt∑MTGnt+∑MTGvt GJ/t 2.3 Redukovaná entalpie páry pro dodávku tepla ired se stanoví podle vztahu: ired=∑Mo·io+∑Mpt·ipt+∑Mrs·irs∑Mo+∑Mpt+∑Mrs GJ/t kde Mrsprůtok páry přes hlavní redukční stanici (z ostré páry)[t]MTGntprůtok páry do TG na nižší tlakové úrovni[t]MTGvtprůtok páry do TG na vyšší tlakové úrovni[t]irsentalpie páry za hlavní redukční stanicí[GJ/t]iTGntentalpie páry na vstupu do TG na nižší tlakové úrovni[GJ/t]iTGvtentalpie páry na vstupu do TG na vyšší tlakové úrovni[GJ/t] 3. Dělení nákladových položek v teplárnách 3.1 Pokud lze u položek energie, voda, opravy a údržba spolehlivě určit společné náklady a specifické náklady strojovny a kotelny, provede se to podle vzoru: PoložkaSpecifikacena elektř.na teploenergie, voda, opravy a údržbaspolečné náklady βea βtaspecifické náklady strojovny1specifické náklady kotelny1palivo a ostatníteplárna βea βta Do specifických nákladů strojovny se zahrnují např. náklady soustrojí TG včetně kondenzátorů, čerpadla turbínového kondenzátu, chladicí čerpadla, vývěvy, chladicí věže a potrubí, k nákladům kotelny čerpadla kondenzátu a topné vody, ohříváky a redukční stanice. Náklady na kotle, jejich příslušenství a pomocná zařízení patří do společných nákladů. 3.2 Nelze-li spolehlivě stanovit společné a specifické náklady uvedených položek, použijí se rozdělovací koeficienty βea,βta pro všechny položky včetně paliva. 3.3 Nestačí-li vlastní výroba elektřiny pro krytí vlastní spotřeby teplárny a část se dokupuje ze sítě, použijí se rozdělovací koeficienty βea,βta pro všechny položky včetně elektřiny z vlastní výroby. Pouze náklady na elektřinu odebranou ze sítě se přičtou k teplu s koeficientem 1. Přitom se elektřina z vlastní výroby oceňuje výkupní cenou (jako dodávka do sítě), odběr ze sítě nákupní cenou, obojí bez DPH. 4. Výpočet rozdělovacích koeficientů při kombinaci teplárenské a výtopenské výroby Postup platí pro teplárnu doplněnou výtopenskými kotli, které jsou provozovány v souběžném nebo střídavém režimu a pro teplárnu provozovanou po část roku výtopenským způsobem, např. při letním provozu s odstavenou turbinou. Rozdělovací koeficienty pro položky, u nichž nelze spolehlivě oddělit podíl teplárenského a výtopenského souboru nebo podíl teplárenského a výtopenského provozního režimu se stanoví podle vztahů: na elektřinu βer=Mpalk·βeaMpalk+Mpalv na tepelnou energii βtr=Mpalk·βtaMpalk+Mpalv kde Mpalkspotřeba paliva v teplárenských kotlích[GJ]Mpalvspotřeba paliva ve výtopenských kotlích[GJ] 5. Dělení nákladových položek v teplárnách doplněných výtopenskými kotli 5.1 Pokud lze u položek palivo, spotřeba elektřiny z vlastní výroby, ekologie, popeloviny, opravy a údržba, odpisy spolehlivě stanovit podíl teplárenského a výtopenského souboru, použijí se pro dělení teplárenského podílu rozdělovací koeficienty βea,βta. Výtopenský podíl se přičte k tepelné energii s koeficientem 1. Ostatní položky se dělí pomocí koeficientů βer,βtr podle vzoru: PoložkaSpecifikacena elektř.na teplopalivoteplárenskéβeaβtavýtopenské1energie (vlastní spotřeba elektřiny)z vlastní výrobyβeaβtaodběr ze sítě1ekologie, popeloviny, opravy a údržba, odpisyteplárenskéβeaβtavýtopenské1ostatní položkytepláren. + výtopen.βerβtr 5.2 Nelze-li spolehlivě stanovit podíl teplárenského a výtopenského souboru nebo provozního režimu, použijí se koeficienty βea,βta jen pro dělení položek palivo a energie, ostatní položky se rozdělí pomocí koeficientů βer,βtr. 6. Výpočet rozdělovacích koeficientů u elektráren s dodávkou tepla Postup platí pro elektrárny s dodávkou tepla mimo areál zdroje (obvykle TG od 50 MW výše) a pro energetické tepelné výrobny, v nichž převažuje výroba elektřiny (βe > 0,5). Rozdělovací koeficienty βea,βta se stanoví podle vztahů: na tepelnou energii βta=βt·irediad<βt na elektřinu βea=iad-βt·irediad=iad-ired+βe·irediad>βe Pro stanovení entalpie iad, ired platí stejná pravidla jako u tepláren (viz odst. 2.2 a 2.3). 7. Dělení nákladových položek v elektrárnách s dodávkou tepla 7.1 K dělení nákladových položek se použijí rozdělovači koeficienty βea,βta, stejně jako u tepláren v odst. 3.1 nebo 3.2. 7.2 Pokud je elektrárna doplněna např. horkovodním kotlem, který zajišťuje krytí zimních špiček v odběru tepla, pak se k dělení nákladových položek, u nichž nelze spolehlivě oddělit elektrárenský a výtopenský provoz, použijí rozdělovači koeficienty βer,βtr stanovené podle vztahů v odst. 4, podle vzoru v odst. 5.1. 8. Výpočet rozdělovacích koeficientů u tepláren s výrobou elektřiny, tepelné energie a tlakového vzduchu 8.1 Rozdělovači koeficienty se stanoví podle vztahů: na elektřinu βe=QelQel+Qtep+Qvz na tepelnou energii βt=QtepQel+Qtep+Qvz na tlakový vzduch βvz=QvzQel+Qtep+Qvz na elektřinu βea=βe·iad.βvz+βtβvz·ivz+βt·ired>βe na tepelnou energii βta=1-βea·βt·iredβvz·ivz+βt·ired<βt na tlakový vzduch βvza=1-βea·βvz·ivzβvz·ivz+βt·ired<βvz kde Qelteplo spotřebované v parní turbině k výrobě elektřiny[GJ]Qtepužitečné dodávkové teplo na prahu teplárny[GJ]Qvzteplo spotřebované k výrobě tlakového vzduchu v TD[GJ]iadentalpie páry na vstupu do turbín (admisní)[GJ/t]iredentalpie páry redukovaná na dodávku tepla (průměr)[GJ/t]ivzentalpie páry na vstupu do TD tlakového vzduchu[GJ/t] 8.2 Je-li do turbín dodávána pára o různých parametrech, stanoví se vážený průměr její entalpie iad podle vztahu uvedeného v odst. 2.2. 8.3 Redukovaná entalpie páry pro dodávku tepla ired se stanoví podle vztahu uvedeného v odst. 2.3. 9. Dělení nákladových položek v teplárnách s výrobou elektřiny, tepelné energie a tlakového vzduchu 9.1 Pokud lze u položek energie, voda, opravy a údržba spolehlivě určit společné náklady a specifické náklady strojovny a kotelny, provede se to podle vzoru: PoložkaSpecifikacena elektř.na teplona tlak. vzd.βeiβtiβvzipalivoteplárnaβeaβtaβvzaenergiespolečné nákladyβeaβtaβvzavodaspecif. náklady kotelny1opravy, údržbaspecif. náklady strojovny1odpisyspecif. náklady tlak. vzd.1ostatní položkyteplárnaβeaβtaβvza Specifické náklady strojovny a kotelny jsou popsány v odst. 3.1. Ke specifickým nákladům na tlakový vzduch patří náklady na soustrojí TD včetně kondenzátorů, příslušenství a potrubí. 9.2 Nelze-li u položek energie, voda, opravy a údržba, odpisy oddělit spolehlivě společné a specifické náklady, použijí se rozdělovači koeficienty βea,βta,βvza pro všechny položky. 10. Výpočet jednotkových nákladů 10.1 Jednotkové náklady na výrobu elektřiny se ve všech případech stanoví podle vztahu: JNE=∑Nei∑Esv Kč/kWh kde Esvcelková výroba elektřiny v teplárně měřená na svorkách TG[MWh]∑Neisoučet nákladových položek připadajících na elektřinu[tis. Kč] 10.2 Jednotkové náklady na dodávku tepelné energie se stanoví podle vztahů: teplárna bez výtopenských kotlů podle odst. 2 a 5, elektrárna podle odst. 4 JNT=∑Nti·1000Qtep Kč/GJ teplárna s výtopnou podle odst. 3 JNT=∑Nti·1000Qtep+Qvyt Kč/GJ 10.3 Jednotkové náklady na dodávku tlakového vzduchu se stanoví podle vztahů: JNVZ=∑Nvzi·1000W=∑Nvzi·3600Vvz·ivy-ivs Kč/MWh JNVZ=∑NvziVvz·1000 Kč/m3 kde ∑Nvzisoučet nákladových položek připadajících na tlakový vzduch[tis. Kč]Vvz celkové množství tlakového vzduchu dodaného z TD[mil.m3]Wenergie dodaná tlakovému vzduchu (nto)[GJ]ivsentalpie vzduchu na vstupu do TD[kJ/m3]ivyentalpie dodávaného tlakového vzduchu z TD[kJ/m3] Část C Postup platí pro soubor tvořený plynovou turbínou nebo spalovací turbínou na kapalné palivo (dále jen plynová turbína) a spalinovým kotlem, obvykle s přitápěním, popř. doplněný o další palivové parní nebo horkovodní kotle. Provozní režim zahrnuje jak teplárenský provoz turbíny se spalinovým kotlem, tak výrobu elektřiny bez využití tepla, popř. střídavý provoz teplárenský a výtopenský (bez plynové turbíny). 1. Výpočet základních rozdělovacích koeficientů 1.1 Základní rozdělovací koeficienty platí pro všechny varianty provozních souborů a provozního režimu. Slouží k dělení dílčí nákladové položky palivo, spálené v plynové turbíně při plném využití tepla. Dále se používají k výpočtu souhrnných rozdělovacích koeficientů pro dělení ostatních položek. Stanoví se podle vztahů: na elektřinu βes=3,6·Esvs3,6·Esvs+Qvs na tepelnou energii βts=Qvs3,6·Esvs+Qvs kde Esvssvorková výroba elektřiny při provozu se spalinovým kotlem[MWh]Qvsteplo vyrobené ve spalinovém kotli ze spalin za turbinou[GJ] 1.2 Teplo vyrobené ve spalinovém kotli ze spalin za turbínou Qvs se stanoví jako součin měřeného průtoku teplonosné látky a rozdílu její výstupní a vstupní entalpie. U kotle s přitápěním se z měřených údajů stanoví celkové teplo vyrobené ve spalinovém kotli Qvsd, pro které platí vztahy: Qvs=Qvsd-Qvd GJ Qvd=Mpald·ηd100 GJ kde Mpaldspotřeba paliva k přitápění spalinového kotle[GJ]Qvdteplo vyrobené ve spalinovém kotli z přitápěcího paliva[GJ]ηdporovnávací účinnost přitápění ve spalinovém kotli[%] Při teplotě spalin za kotlem (do komína) nad 180 °C lze dosadit ηd = 88 %, při nižší teplotě ηd = 90 %, u kotle s nízkoteplotním ohřívákem ηd = 92 %. Alternativně lze s využitím dokumentace dodavatele zařízení nebo provozních záznamů stanovit hodnotu Qvs ze závislosti tepelného výkonu kotle bez přitápění na elektrickém výkonu turbíny a z výroby elektřiny podle vztahu: Qvs=3,6·PtPe·Esvs GJ kde Peelektrický výkon soustrojí s plynovou turbínou[MW]Pttepelný výkon spalinového kotle bez přitápění[MW] 2. Dělení nákladových položek palivo, energie, technologická voda 2.1 Náklady na přitápěcí palivo se celé přičtou k tepelné energii s koeficientem 1. 2.2 Náklady na palivo spálené v turbině při provozu do obchozu (bez využití tepla spalin) se přičtou celé k elektřině s koeficientem 1. 2.3 Náklady na palivo spálené ve výtopenských kotlích se přičtou celé k tepelné energii s koeficientem 1. 2.4 Nákladová položka energie se přičte celá k tepelné energii s koeficietem 1, přitom se elektřina z vlastní výroby oceňuje výkupní cenou (jako dodávka do sítě), elektřina odebraná ze sítě nákupní cenou, obojí bez DPH. Ve výjimečném případě může být chladicí ventilátor turbíny poháněn elektromotorem. V tom případě by se náklady na spotřebu energie k jeho pohonu rozdělily pomocí koeficientů βe, sβts. 2.5 Nákladová položka technologická voda se přičte celá k tepelné energii s koeficientem 1 za teplárenský i výtopenský soubor či provozní režim. 2.6 Vzor dělení položek palivo, energie a technologická voda: PoložkaSpecifikacena elektř.na teplopalivospálené v turbíně - provoz s kotlemβesβtsspálené v turbíně - provoz do obchozu1přitápěcí spálené ve spalinovém kotli1spálené v palivových kotlích (ve výtopně)1energie (vlast. spotř. elektřiny)z vlastní výroby1odběr ze sítě1voda technolog.teplárna + výtopna1 V nákladové položce palivo se vyskytuje vždy dílčí položka odpovídající provozu s kotlem, ostatní dílčí položky podle skladby provozního souboru a podle provozního režimu. 3. Výpočet rozdělovacích koeficientů u souboru plynová turbína - spalinový kotel s přitápěním, střídavý provoz turbíny s využitím tepla a do obchozu 3.1 K dělení položek mimo palivo, energii a vodu se použijí souhrnné rozdělovací koeficienty podle vztahů: na elektřinu βex=Mpals·βes+MpaloMpals+Mpalo+Mpald na tepelnou energii βtx=Mpals·βts+MpaldMpals+Mpalo+Mpald na elektřinu βer=Mpals·βes+MpaloMpals+Mpalo+Mpald+Mpalv na tepelnou energii βtr=Mpals·βts+Mpald+MpalvMpals+Mpalo+Mpald+Mpalv kde Mpaldspotřeba paliva k přitápění spalinového kotle[GJ]Mpalospotřeba paliva v plynové turbíně při provozu do obchozu[GJ]Mpalsspotřeba paliva v plynové turbíně při provozu s kotlem[GJ]Mpalvspotřeba paliva ve výtopenských palivových kotlích[GJ] U souboru bez přitápění odpadá veličina Mpald, u provozního režimu s trvalým využitím tepla veličina Mpalo, u souboru bez výtopenských kotlů veličina Mpalv. 3.2 Souhrnné rozdělovači koeficienty βex, βtx slouží k dělení teplárenských položek mimo palivo, energii a vodu. 3.3 Souhrnné rozdělovači koeficienty βer, βtr slouží k dělení položek mimo palivo, energii a vodu, u nichž nelze spolehlivě určit podíl teplárenského souboru a výtopenských kotlů. 4. Dělení nákladových položek mimo palivo, energii a vodu u souboru bez výtopenských palivových kotlů 4.1 U souboru s plným využitím tepla, bez přitápění a bez výtopenských palivových kotlů, se pro dělení všech ostatních nákladových položek, mimo energii a vodu, použijí základní rozdělovači koeficienty βes, βts. 4.2 U souborů s přitápěním nebo střídavým provozem turbíny s kotlem a do obchozu, popř. s jejich kombinací se pro dělení všech ostatních nákladových položek mimo energii a vodu použijí souhrnné rozdělovači koeficienty βex,βtx. 5. Dělení nákladových položek mimo palivo, energii a vodu u souboru s výtopenskými palivovými kotli 5.1 Pokud lze spolehlivě určit podíl teplárenského souboru (plynová turbína - spalinový kotel) a výtopenského souboru (palivové kotle), dělí se nákladové položky ekologie, opravy a údržba, odpisy podle vzoru: PoložkaSpecifikacena elektř.na teploekologie, odpisy, opravy a údržbateplárnaβexβtxvýtopna1ostatní položkyteplárna + výtopnaβerβtr 5.2 Pokud nelze spolehlivě určit podíl teplárenského souboru a výtopenského souboru, použijí se k dělení všech nákladových položek mimo palivo, energii a vodu souhrnné rozdělovači koeficienty βer, βtr. 6. Výpočet jednotkových nákladů 6.1 Jednotkové náklady na výrobu elektřiny JNE se ve všech případech stanoví podle vztahů: při trvalém provozu turbíny s kotlem JNE=∑NeiEsvs Kč/kWh při střídavém provozu turbíny s kotlem a do obchozu JNE=∑NeiEsvs+Esvo Kč/kWh 6.2 Jednotkové náklady na dodávku tepelné energie JNT se stanoví podle vztahu: teplárna bez palivových výtopenských kotlů JNT=∑Nti·1000Qtep Kč/GJ teplárna s palivovými výtopenskými kotli JNT=∑Nti·1000Qtep+Qvyt Kč/GJ kde Esvosvorková výroba elektřiny z plynové turbíny - provoz do obchozu[MWh]Esvssvorková výroba elektřiny z plynové turbíny - provoz s kotlem[MWh]Qtepužitečné dodávkové teplo na prahu teplárny[GJ]Qvytužitečné dodávkové teplo na prahu výtopny[GJ]ΣNeisoučet nákladových položek připadajících na elektřinu[tis.Kč]ΣNtisoučet nákladových položek připadajících na tepelnou energii[tis.Kč] Část D Postup platí pro paroplynový cyklus (dále jen PPC), tj. soubor tvořený plynovou turbínou (nebo spalovací turbínou na kapalné palivo, dále jen plynová turbína), spalinovým kotlem a parní protitlakou nebo kondenzační odběrovou turbínou, popř. doplněný o další palivové parní nebo horkovodní kotle. Spalinový kotel bývá vybaven přitápěním a intenzivním vychlazením spalin pomocí koncového nízkoteplotního ohříváku vody pro otopné nebo jiné účely. Provozní režim zahrnuje jak provoz úplného PPC, tak i občasný provoz jeho částí (plynové turbíny se spalinovým kotlem nebo palivových kotlů s parní turbínou), popř. střídavý provoz PPC a výtopenských kotlů. 1. Výpočet základních rozdělovacích koeficientů pro plynovou část cyklu 1.1 Základní rozdělovací koeficienty platí pro všechny varianty provozních souborů a provozního režimu. Slouží k dělení dílčí nákladové položky palivo, spálené v plynové turbíně při plném využití tepla. Dále se používají k výpočtu souhrnných rozdělovacích koeficientů pro dělení ostatních položek. Stanoví se podle vztahů: na elektřinu βes=3,6·Esvs3,6·Esvs+Qvs+Qvov na tepelnou energii βms=Qvs+Qvov3,6·Esvs+Qvs+Qvov kde Esvssvorková výroba elektřiny při provozu se spalinovým kotlem[MWh]Qvsteplo vyrobené ve spalinovém kotli ze spalin za turbínou[GJ]Qvovteplo vyrobené v nízkoteplotním ohříváku vody spalinového kotle[GJ] 1.2 Teplo Qvov se stanoví jako součin měřeného průtoku teplonosné látky a rozdílu její výstupní a vstupní entalpie. Není-li kotel vybaven nízkoteplotním ohřívákem vody, člen Qvov ve vzorcích odpadá. 1.3 Teplo Qvs se stanoví podle části C, odst. 1.2. 2. Výpočet rozdělovacích koeficientů pro parní část cyklu 2.1 Základní rozdělovači koeficienty βe, βt podle části B, odst. 1.1 slouží jako pomocné veličiny, k dalšímu výpočtu se stanoví spotřeba tepla k výrobě elektřiny v parní turbíně Qel podle části B, odst. 1.2. 2.2 Rozdělovači koeficienty pro dělení v soustrojí s parní turbínou βe, aβta se stanoví podle části B, odst. 2.1, redukovaná entalpie páry pro dodávku tepla ired podle části B, odst. 2.3. 3. Výpočet kombinovaných rozdělovacích koeficientů Kombinované rozdělovači koeficienty βec,βtc se použijí k dělení dílčích položek: palivo spálené v plynové turbíně, opravy a údržba plynové turbíny. Stanoví se podle vztahů: na elektřinuβec=βes+βms·βea=βes+βea-βes·βeana tepelnou energiiβtc=βms·βta=βta-βes·βta 4. Dělení nákladových položek palivo, energie, technologická voda 4.1 Pro dělení nákladů na palivo spálené v turbíně se použijí rozdělovači koeficienty βec, βtc. 4.2 Náklady na palivo spálené v turbíně při provozu do obchozu (bez využití tepla) se celé přičtou k elektřině s koeficientem 1. 4.3 Náklady na přitápěcí palivo a na palivo spálené v teplárenských palivových kotlích se dělí pomocí koeficientů βea, βta. 4.4 Náklady na palivo spálené ve výtopenských palivových kotlích se celé přičtou k tepelné energii s koeficientem 1. 4.5 Dílčí nákladová položka vlastní spotřeba elektřiny z vlastní výroby se dělí pomocí koeficientů βea, βta oceňuje se výkupní cenou (jako dodávka do sítě), bez DPH. Dílčí nákladová položka elektřina odebraná ze sítě se celá přičte k tepelné energii s koeficientem 1, oceňuje se nákupní cenou, bez DPH. 4.6 Náklady na technologickou vodu a na ekologii se u teplárenského souboru dělí pomocí koeficientů βea, βta, u výtopenských kotlů se celé přičtou k teplu s koeficientem 1. 4.7 Vzor dělení nákladových položek: PoložkaSpecifikacena elektř.na teplopalivospálené v turbíně - provoz s kotlemβecβtcspálené v turbíně - provoz do obchozu1přitápěcí spálené ve spalinovém kotliβeaβtaspálené v teplárenských paliv, kotlíchβeaβtaspálené ve výtopenských kotlích1energie (vlast. spotř. elektřiny)z vlastní výrobyβeaβtaodběr ze sítě1voda technolog.teplárnaβeaβtavýtopna1ekologieteplárnaβexβtxvýtopna1 Palivové kotle se instalují buď v teplárenském nebo výtopenském provedení. Provoz plynové turbíny do obchozu je výjimečným případem. Alternativní dělení položky ekologie: ekologieteplárna + výtopnaβerβtr 5. Výpočet souhrnných rozdělovacích koeficientů souboru bez výtopenských kotlů 5.1 Souhrnné rozdělovací koeficienty se stanoví podle vztahů: na elektřinu βex=Mpals·βec+Mpalo+Mpald+Mpalk·βeaMpals+Mpalo+Mpald+Mpalk na tepelnou energii βtx=Mpals·βtc+Mpald+Mpalk·βtaMpals+Mpalo+Mpald+Mpalk na elektřinu βer=Mpals·βec+Mpalo+Mpald·βeaMpals+Mpalo+Mpalkd+Mpalv na tepelnou energii βtr=Mpals.βtc+Mpald·βta+MpalvMpals+Mpalo+Mpalkd+Mpalv kde Mpaldspotřeba paliva k přitápění spalinového kotle[GJ]Mpalkspotřeba paliva v palivových teplárenských kotlích[GJ]Mpalospotřeba paliva v plynové turbíně při provozu do obchozu[GJ]Mpalsspotřeba paliva v plynové turbíně při provozu s kotlem[GJ]Mpalvspotřeba paliva ve výtopenských palivových kotlích[GJ] U souboru bez přitápění odpadá veličina Mpald, u souboru bez palivových teplárenských kotlů veličina Mpalk, u provozního režimu s trvalým využitím tepla veličina Mpalo, u souboru bez výtopenských kotlů veličina Mpalv. 5.2 Souhrnné rozdělovači koeficienty βex, βtx slouží k dělení teplárenských položek mimo palivo, energii a vodu. 5.3 Souhrnné rozdělovači koeficienty βer, βtr slouží k dělení položek mimo palivo, energii a vodu, u nichž nelze spolehlivě určit podíl teplárenského souboru a výtopenských kotlů. 6. Dělení nákladových položek mimo palivo, energii a vodu u souboru bez výtopenských palivových kotlů 6.1 U souboru s plným využitím tepla bez přitápění a palivových teplárenských kotlů se pro dělení všech ostatních položek použijí kombinované rozdělovači koeficienty βec, βtc. 6.2 U souborů s přitápěním, s palivovými teplárenskými kotli nebo střídavým provozem turbíny s kotlem a do obchozu, popř. s jejich kombinací se pro dělení všech ostatních položek použijí souhrnné rozdělovači koeficienty βex, βtx. 7. Dělení nákladových položek mimo palivo, energii a vodu u souboru s výtopenskými palivovými kotli 7.1 Pokud lze spolehlivě určit podíl teplárenského souboru a výtopenských palivových kotlů, dělí se nákladové položky opravy a údržba, odpisy a ostatní položky podle vzoru: PoložkaSpecifikacena elektř.na teploopravy a údržbateplárnaβexβtxodpisyvýtopna1ostatní položkyteplárna + výtopnaβerβtr 7.2 Pokud nelze spolehlivě určit podíl teplárenského souboru a výtopenských palivových kotlů, dělí se všechny nákladové položky kromě paliva, energie, ekologie a vody pomocí souhrnných rozdělovacích koeficientů βer, βtr. 8. Výpočet jednotkových nákladů 8.1 Jednotkové náklady na výrobu elektřiny JNE se stanoví podle vztahů: při trvalém provozu PPC JNE=∑NeiEsvs+Esv Kč/kWh při střídavém provozu plynové turbíny s využitím tepla a do obchozu JNE=∑NeiEsvs+Esvo+Esv Kč/kWh 8.2 Jednotkové náklady na dodávku tepelné energie JNT se stanoví podle vztahů: teplárna s PPC bez výtopenských kotlů JNT=∑Nti·1000Qtep+Qvov Kč/GJ teplárna s PPC a s výtopenskými kotli JNT=∑Nti·1000Qtep+Qvov+Qvyt [Kč/GJ kde Esvsvorková výroba elektřiny z parní turbíny[MWh]Esvosvorková výroba elektřiny z plynové turbíny - provoz do obchozu[MWh]Esvssvorková výroba elektřiny z plynové turbíny - provoz s kotlem[MWh]Qtepužitečné dodávkové teplo na prahu teplárny[GJ]Qvovteplo vyrobené v nízkoteplotním ohříváku vody spalinového kotle[GJ]Qvytužitečné dodávkové teplo na prahu výtopny[GJ]ΣNeisoučet nákladových položek připadajících na elektřinu[tis.Kč]ΣNtisoučet nákladových položek připadajících na tepelnou energii[tis.Kč] 1) Vyhláška č. 439/2001 Sb., kterou se stanoví pravidla pro vedení oddělené evidence tržeb, nákladů a výnosů pro účely regulace a pravidla pro rozdělení nákladů, tržeb a výnosů z vloženého kapitálu v energetice. 2) Vyhláška č. 373/2001 Sb., kterou se stanoví pravidla pro organizování trhu s elektřinou a zásady tvorby cen za činnosti operátora trhu. 3) Zákon č. 526/1990 Sb., o cenách, ve znění pozdějších předpisů. 4) Vyhláška č. 252/2001 Sb., o způsobu výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla. 4a) Vyhláška č. 580/1990 Sb., kterou se provádí zákon č. 526/1990 Sb., o cenách, ve znění pozdějších předpisů. 5) Zákon č. 586/1992 Sb., o daních z příjmů, ve znění pozdějších předpisů. 6) Vyhláška č. 329/2001 Sb., kterou se stanoví podmínky připojení a dodávek plynu pro chráněné zákazníky. 7) Zákon č. 587/1992 Sb., o spotřebních daních, ve znění pozdějších předpisů. 8) Zákon č. 563/1991 Sb., o účetnictví, ve znění pozdějších předpisů. 9) § 69a odst. 2 zákona č. 513/1991 Sb., obchodní zákoník, ve znění pozdějších předpisů. 10) § 69a odst. 1 zákona č. 513/1991 Sb., ve znění pozdějších předpisů. 11) § 69b zákona č. 513/1991 Sb., ve znění pozdějších předpisů. 12) § 69c zákona č. 513/1991 Sb., ve znění pozdějších předpisů. 13) Vyhláška č. 153/2001 Sb., kterou se stanoví podrobnosti určení účinnosti užití energie při přenosu, distribuci a vnitřním rozvodu elektrické energie. 14) Vyhláška č. 580/1990 Sb., kterou se provádí zákon č. 526/1990 Sb., o cenách, ve znění pozdějších předpisů.