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

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 6 a [§ 32] sa vzťahuje na dodávateľa elektriny v domácnosti.

Súčasťou návrhu ceny sú

návrh cien alebo sadzieb za dodávku elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti, vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou vrátane podmienok ich pridelenia,

údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem dodávky elektriny, počet odberných miest v členení podľa jednotlivých sadzieb,

plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,

výpočty a údaje podľa [§ 32] týkajúce sa dodávky elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti,

podklady podľa [prílohy č. 6] ,

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.

Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.

Za dodávku elektriny odberateľom elektriny v domácnosti sa pre jednotlivé odberné miesta uplatní najviac deväť sadzieb, a to

DD1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,

DD2 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,

DD3 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s fixne určeným časom prevádzky v nízkom pásme v nepretržitom trvaní aspoň tri hodiny a blokovanie elektrických spotrebičov sa nevyžaduje,

DD4 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s blokovaním akumulačných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma; sadzba DD4 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

DD5 je dvojpásmová sadzba pre priamovýhrevné elektrické vykurovanie, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním priamovýhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma; sadzba DD5 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

DD6 je dvojpásmová sadzba pre tepelné čerpadlo, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne 22 hodín denne s blokovaním elektrických spotrebičov na vykurovanie v čase vysokého pásma; sadzba DD6 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

DD7 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje celoročne od piatka 15:00 hodiny do pondelka 6:00 hodiny a blokovanie elektrických spotrebičov sa nevyžaduje,

DD8 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s blokovaním akumulačných spotrebičov elektriny v čase vysokého pásma s určeným minimálnym inštalovaným výkonom akumulačných spotrebičov,

DD9 je viacpásmová sadzba pre odberné miesto s nainštalovaným inteligentným meracím systémom.

Ceny za dodávku elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti v jednotlivých zložkách sadzieb sú maximálnymi cenami.

Maximálna cena za elektrinu CE t na účely dodávky elektriny pre domácnosti schválená alebo určená cenovým rozhodnutím sa vypočíta podľa vzorca

kde

CEP XE,t je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t v eurách na jednotku množstva elektriny pre rok 2022 za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1 a pre rok 2023 za obdobie od 1. augusta roku t-1 do 30. septembra roku t-1,

k t je koeficient na rok t v percentách určený cenovým rozhodnutím vo výške 10 % v závislosti od plánovaného diagramu dodávky elektriny pre domácnosti na rok t,

O t sú určené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s dodávkou elektriny odberateľom elektriny v domácnosti v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t vo výške 5,21 eura na megawatthodinu pre prvý rok regulačného obdobia 2023.

Jednopásmové sadzby podľa [§ 31 ods. 5] sú zložené z

mesačnej platby za jedno odberné miesto NDO t ; NDO t sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť do ceny vo výške maximálne 1,50 eura na jedno odberné miesto a mesiac,

ceny za elektrinu CE Di v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

KJP Di je koeficient ceny jednopásmového odberu elektriny určený podľa odseku 4,

CE t je cena elektriny určená podľa odseku 1,

PZ t je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa odseku 6, ktorý je možné zahrnúť do ceny,

i je číselný znak jednopásmovej sadzby.

CE Di = KJP Di × CE t + PZ t

kde

Dvojpásmové sadzby podľa [§ 31 ods. 5] sú zložené z

mesačnej platby za jedno odberné miesto NDO t ; NDO t sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť do ceny vo výške 1,50 eura na jedno odberné miesto a mesiac,

ceny za elektrinu CEVT Di v eurách na jednotku množstva elektriny odobranej vo vysokom pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

KVT Di je koeficient ceny odberu elektriny vo vysokom pásme podľa odseku 4,

CE t je cena elektriny určená podľa odseku 1,

PZ t je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa odseku 6, ktorý je možné zahrnúť do ceny,

i je číselný znak dvojpásmovej sadzby,

CEVT Di = KVT Di × CE t + PZ t ,

kde

ceny za elektrinu CENT Di v eurách na jednotku množstva elektriny odobratej v nízkom pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

KNT Di je koeficient ceny odberu elektriny v nízkom pásme podľa odseku 4,

CE t je cena elektriny určená podľa odseku 1,

PZ t je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny podľa odseku 6, ktorý je možné zahrnúť do ceny,

i je číselný znak dvojpásmovej sadzby.

CENT Di = KNT Di × CE t + PZ t ,

kde

Koeficienty ceny jednopásmového odberu elektriny KJP Di , koeficienty ceny odberu elektriny vo vysokom pásme KVT Di a koeficienty ceny odberu elektriny v nízkom pásme KNT Di sa uvedú v návrhu ceny regulovaného subjektu tak, aby vážený priemer cien elektriny bez primeraného zisku PZ t všetkých sadzieb bol najviac vo výške rovnajúcej sa CE t podľa odseku 1, pričom pre koeficienty KVTD i a KNTD i platí, že hodnota koeficientu KVTD i je vyššia o viac ako 30 % v porovnaní s hodnotou koeficientu KNT Di .

K sadzbám podľa odsekov 2 a 3 sa dodávateľom elektriny pripočíta cena za distribúciu elektriny vrátane prenosu elektriny a strát elektriny pri prenose a cena za straty elektriny pri distribúcii elektriny, tarifa za systémové služby a tarifa za prevádzkovanie systému podľa cenového rozhodnutia, ktorým boli schválené alebo určené ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny pre prevádzkovateľa distribučnej sústavy, do ktorej je odberateľ elektriny v domácnosti pripojený.

Na určenie najvyššej miery primeraného zisku pri dodávke elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti, ktorý je možné zahrnúť do ceny za dodávku elektriny pre odberateľov elektriny v domácnosti, sa použije nižšia z hodnôt 3 eurá/MWh alebo 8 % z ceny elektriny CE t určenej podľa odseku 1.

Ak sa preukáže neočakávaný výrazný nárast odberateľov elektriny v domácnosti, ktorým dodáva elektrinu dodávateľ elektriny, v poslednom štvrťroku roku t-1, v cenovom konaní o dodávke elektriny na rok t sa primeraným spôsobom zohľadní rozdiel nákladov na nákup elektriny prislúchajúcich k cene CE PXE,t podľa odseku 1 a preukázanými nákladmi vynaloženými dodávateľom elektriny na nákup elektriny na zabezpečenie dodávky elektriny pre nových odberateľov elektriny v domácnosti.

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 6 a [§ 34] a [35] sa vzťahuje na regulovaný subjekt, ktorý dodáva elektrinu zraniteľnému odberateľovi elektriny mimo domácnosti s celkovým ročným odberom elektriny za predchádzajúci rok najviac 30 000 kWh (ďalej len „malý podnik“).

Súčasťou návrhu ceny sú:

návrh cien alebo sadzieb za dodávku elektriny malému podniku, vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou vrátane podmienok ich pridelenia,

údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem dodávky elektriny malému podniku, počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách,

plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,

výpočty a údaje podľa [§ 34] a [35] týkajúce sa dodávky elektriny malému podniku,

podklady podľa [prílohy č. 7] ,

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.

Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.

Malý podnik je koncový odberateľ elektriny s ročnou spotrebou elektriny za všetky jeho odberné miesta najviac 30 000 kWh za rok, ktorý predchádza roku predkladania návrhu ceny. Rokom na zaradenie do kategórie malý podnik sa na účely tejto vyhlášky rozumie rok t-2.

Cena za dodávku elektriny malému podniku v jednotlivých zložkách sadzieb je určená ako maximálna cena. Maximálna cena sa skladá z dvoch zložiek, a to z mesačnej platby za jedno odberné miesto a z ceny za jednu MWh odobratej elektriny v príslušnom pásme.

Za dodávku elektriny malým podnikom sa pre jednotlivé odberné miesta uplatní najviac dvanásť sadzieb, a to:

DMP1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,

DMP2 je jednopásmová sadzba so strednou spotrebou elektriny,

DMP3 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,

DMP4 je dvojpásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne, sadzba DMP4 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

DMP5 je dvojpásmová sadzba so strednou spotrebou elektriny; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne, sadzba DMP5 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

DMP6 je dvojpásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny; nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne, sadzba DMP6 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

DMP7 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním priamovýhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma; sadzba DMP7 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

DMP8 je dvojpásmová sadzba pre tepelné čerpadlo, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne 22 hodín denne s blokovaním výhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma; sadzba DMP8 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

DMP9 je sadzba pre nemerané odbery elektriny,

DMP10 je sadzba pre verejné osvetlenie,

DMP11 je sadzba pre dočasné odbery elektriny,

DMP12 je viacpásmová sadzba pre odberné miesto s nainštalovaným inteligentným meracím systémom.

Maximálna cena za elektrinu CE t na účely dodávky elektriny malému podniku schválená alebo určená cenovým rozhodnutím sa vypočíta podľa vzorca

kde

CE PXE,t je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t v eurách na jednotku množstva elektriny, pre rok 2022 za obdobie od 1. januára roku t-1 do 30. júna roku t-1 a pre rok 2023 za obdobie od 1. augusta roku t-1 do 30. septembra roku t-1,

k t je koeficient na rok t v percentách určený cenovým rozhodnutím vo výške 10 % v závislosti od plánovaného diagramu dodávky elektriny pre malý podnik na rok t,

O t sú určené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s dodávkou elektriny malému podniku v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t vo výške 5,21 eura na megawatthodinu pre prvý rok regulačného obdobia 2023.

Jednopásmové sadzby podľa [§ 34] sú zložené z

mesačnej platby za jedno odberné miesto NDO t ; NDO t sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno do ceny započítať najviac vo výške 1,50 eura na jedno odberné miesto a mesiac,

ceny za elektrinu CE MPi v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

CE MPi = KJP MPi x CE t + PZ t ,

kde

KJP MPi je koeficient ceny jednopásmového odberu elektriny podľa odseku 4,

CE t je cena elektriny určená podľa odseku 1,

PZ t je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny malému podniku; na určenie PZ t sa použije nižšia z hodnôt 8 eur/MWh alebo 16 % z určenej ceny za elektrinu CE t ,

i je číselný znak jednopásmovej sadzby.

Dvojpásmové sadzby podľa [§ 34] sú zložené z

mesačnej platby za jedno odberné miesto NDO t ; NDOt sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno do ceny započítať najviac vo výške 1,10 eura na jedno odberné miesto a mesiac,

ceny za elektrinu CEVT MPi v eurách na jednotku množstva elektriny odobranej vo vysokom pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

CEVT MPi = KVT MPi x CE t + PZ t ,

kde

KVT MPi je koeficient ceny odberu elektriny vo vysokom pásme podľa odseku 4,

CE t je cena elektriny určená podľa odseku 1,

PZ t je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny malému podniku; na určenie PZ t sa použije nižšia z hodnôt 8 eur/MWh alebo 16 % z určenej ceny za elektrinu CE t ,

i je číselný znak dvojpásmovej sadzby,

ceny za elektrinu CENT MPi v eurách na jednotku množstva elektriny odobranej v nízkom pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

CENT MPi = KNT MPi x CE t + PZ t ,

kde

KNT MPi je koeficient ceny odberu elektriny v nízkom pásme podľa odseku 4,

CE t je cena elektriny určená podľa odseku 1,

PZ t je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny malému podniku; na určenie PZ t sa použije nižšia z hodnôt 8 eur/MWh alebo 16 % z určenej ceny za elektrinu CE t ,

i je číselný znak dvojpásmovej sadzby.

Koeficienty ceny jednopásmového odberu elektriny KJP MPi , koeficienty ceny odberu elektriny vo vysokom pásme KVT MPi a koeficienty ceny odberu elektriny v nízkom pásme KNT MPi sa určia v návrhu ceny regulovaného subjektu tak, aby vážený priemer cien elektriny bez primeraného zisku PZ t všetkých sadzieb bol najviac vo výške rovnajúcej sa CE t podľa odseku 1, pričom pre koeficienty KVTMP i a KNTMP i platí, že hodnota koeficientu KVTMP i je vyššia o viac ako 30 % v porovnaní s hodnotou koeficientu KNTMP i .

K sadzbám podľa odsekov 2 a 3 sa dodávateľom elektriny pripočíta cena za distribúciu elektriny vrátane prenosu elektriny a strát elektriny pri prenose a cena za straty elektriny pri distribúcii elektriny, tarifa za systémové služby a tarifa za prevádzkovanie systému podľa cenového rozhodnutia, ktorým boli schválené alebo určené ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny pre prevádzkovateľa distribučnej sústavy, do ktorej je malý podnik pripojený.

Ak sa preukáže neočakávaný výrazný nárast počtu odberateľov elektriny, ktorými sú malé podniky, v poslednom štvrťroku roku t-1, v cenovom konaní o dodávke elektriny na rok t sa primeraným spôsobom zohľadní rozdiel nákladov na nákup elektriny prislúchajúcich k cene CE PXE,t podľa odseku 1 a preukázanými nákladmi vynaloženými na nákup elektriny na zabezpečenie dodávky elektriny pre nových odberateľov elektriny, ktorými sú malé podniky.

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 6 a [§ 35b] sa vzťahuje na regulovaný subjekt, ktorý dodáva elektrinu zraniteľnému odberateľovi elektriny mimo domácnosti podľa osobitného predpisu. [58aa)](#poznamky.poznamka-58aa)

Súčasťou návrhu ceny sú

návrh cien alebo sadzieb za dodávku elektriny odberateľovi elektriny podľa odseku 1 vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou vrátane podmienok ich pridelenia,

údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem dodávky elektriny odberateľovi elektriny podľa odseku 1, počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách podľa odseku 6,

plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,

výpočty a údaje podľa [§ 35b] týkajúce sa dodávky elektriny odberateľovi elektriny podľa odseku 1,

podklady podľa [prílohy č. 7a] ,

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

Návrh ceny sa predkladá v listinnej podobe alebo v elektronickej podobe elektronickým podaním do elektronickej schránky. Podklady podľa odseku 2 písm. a), b), d) a e) sa predkladajú aj v elektronickej podobe vo formáte, ktorý zachováva úplnú funkčnosť tabuľkového editora.

Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.

Cena za dodávku elektriny odberateľovi elektriny podľa odseku 1 v jednotlivých zložkách sadzieb je určená ako maximálna cena. Maximálna cena sa skladá z dvoch zložiek, a to z mesačnej platby za jedno odberné miesto a z ceny za jednu MWh odobratej elektriny v príslušnom pásme.

Pri dodávke elektriny odberateľom elektriny podľa odseku 1 sa uplatňuje vhodná sadzba podľa distribučných sadzieb elektriny prevádzkovateľa distribučnej sústavy, do ktorej je odberné miesto odberateľa podľa odseku 1 pripojené.

Maximálna cena za elektrinu CEDSt na účely dodávky elektriny odberateľovi elektriny podľa [§ 35a ods. 1] schválená alebo určená cenovým rozhodnutím sa vypočíta podľa vzorca

kde

CE PXE,t-1 je aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL Cal-t v eurách na jednotku množstva elektriny pre rok t za obdobie od 1. augusta roku t-1 do 30. septembra roku t-1,

k t je koeficient na rok t v percentách zohľadňujúci diagram dodávky elektriny pre odberateľov elektriny podľa [§ 35a ods. 1] vo výške 10 %,

O t sú určené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s dodávkou elektriny odberateľom elektriny podľa [§ 35a ods. 1] v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t vo výške 5,21 eura na megawatthodinu pre prvý rok regulačného obdobia 2023.

CEDS i = KJPDS i × CEDS t + PZ t ,

kde

KJPDS i je koeficient ceny jednopásmového odberu elektriny podľa odseku 4,

CEDS t je cena elektriny určená podľa odseku 1,

PZ t je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny dodanej odberateľovi elektriny podľa § 11 ods. 1; na určenie PZ t sa použije nižšia z hodnôt 8 eur/MWh alebo 16 % z určenej ceny za elektrinu CEDS t ,

i je číselný znak jednopásmovej sadzby.

CEVTDS i = KVTDS i × CEDS t + PZ t ,

kde

KVTDS i je koeficient ceny odberu elektriny vo vysokom pásme podľa odseku 4,

CEDS t je cena elektriny určená podľa odseku 1,

PZ t je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny dodanej odberateľovi elektriny podľa § 11 ods. 1; na určenie PZ t sa použije nižšia z hodnôt 8 eur/MWh alebo 16 % z určenej ceny za elektrinu CEDS t ,

i je číselný znak dvojpásmovej sadzby,

ceny za elektrinu CENTDS i v eurách na jednotku množstva elektriny odobranej v nízkom pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

CENTDS i = KNTDS i × CE t + PZ t ,

kde

KNTDS i je koeficient ceny odberu elektriny v nízkom pásme podľa odseku 4,

CEDS t je cena elektriny určená podľa odseku 1,

PZ t je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny dodanej odberateľovi elektriny podľa § 11 ods. 1; na určenie PZ t sa použije nižšia z hodnôt 8 eur/MWh alebo 16 % z určenej ceny za elektrinu CEDS t ,

i je číselný znak dvojpásmovej sadzby.

Jednopásmové sadzby podľa [§ 35a ods. 6] sú zložené z

mesačnej platby za jedno odberné miesto NDDS t ; NDDS t sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť do ceny vo výške maximálne 1,50 eura na jedno odberné miesto a mesiac pre prvý rok regulačného obdobia 2023, pričom pre jednotlivé nasledujúce roky regulačného obdobia možno túto sumu zvýšiť na rok t v porovnaní s rokom t-1 o aritmetický priemer zverejnených hodnôt ukazovateľa „jadrová inflácia“ za obdobie od 1. januára roku t-1 do 31. augusta roku t-1 uvedených na webovom sídle Štatistického úradu Slovenskej republiky (http://statdat.statistics.sk) v priečinku „Makroekonomické štatistiky“ v sekcii „Spotrebiteľské ceny a ceny produkčných štatistík“ v časti „Jadrová a čistá inflácia – oproti rovnakému obdobiu minulého roku v percentách“,

ceny za elektrinu CEDS i v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

Dvojpásmové sadzby podľa [§ 35a ods. 6] sú zložené z

mesačnej platby za jedno odberné miesto NDDS t ; NDDS t sú náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť do ceny vo výške maximálne 1,50 eura na jedno odberné miesto a mesiac pre prvý rok regulačného obdobia 2023, pričom pre jednotlivé nasledujúce roky regulačného obdobia možno túto sumu zvýšiť na rok t v porovnaní s rokom t-1 o aritmetický priemer zverejnených hodnôt ukazovateľa „jadrová inflácia“ za obdobie od 1. januára roku t-1 do 31. augusta roku t-1 uvedených na webovom sídle Štatistického úradu Slovenskej republiky (http://statdat.statistics.sk) v priečinku „Makroekonomické štatistiky“ v sekcii „Spotrebiteľské ceny a ceny produkčných štatistík“ v časti „Jadrová a čistá inflácia – oproti rovnakému obdobiu minulého roku v percentách“,

ceny za elektrinu CEVTDS i v eurách na jednotku množstva elektriny odobranej vo vysokom pásme, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

Koeficienty ceny jednopásmového odberu elektriny KJPDS i , koeficienty ceny odberu elektriny vo vysokom pásme KVTDS i a koeficienty ceny odberu elektriny v nízkom pásme KNTDS i sa určia v návrhu ceny regulovaného subjektu tak, aby vážený priemer cien elektriny bez primeraného zisku PZ t všetkých sadzieb bol najviac vo výške rovnajúcej sa CEDS t podľa odseku 1, pričom pre koeficienty KVTDS i a KNTDS i platí, že hodnota koeficientu KVTDS i je vyššia o viac ako 30 % v porovnaní s hodnotou koeficientu KNTDS i .

K sadzbám podľa odsekov 2 a 3 sa dodávateľom elektriny pripočíta cena za distribúciu elektriny vrátane prenosu elektriny a strát elektriny pri prenose a cena za straty elektriny pri distribúcii elektriny, tarifa za systémové služby a tarifa za prevádzkovanie systému podľa cenového rozhodnutia, ktorým boli schválené alebo určené ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny pre prevádzkovateľa distribučnej sústavy, do ktorej je odberateľ elektriny podľa [§ 35a ods. 1] pripojený.

Cenová regulácia podľa [odsekov 2 až 4] a [§ 37] sa vzťahuje na dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie do odberných miest odberateľov elektriny v domácnosti a odberateľov elektriny mimo domácnosti.

Súčasťou návrhu ceny sú:

návrh cien alebo sadzieb za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou vrátane podmienok ich pridelenia,

plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,

výpočty a údaje podľa [§ 37] týkajúce sa dodávky elektriny dodávateľom poslednej inštancie,

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

Podklady podľa [odseku 2 písm. a)] a [c)] sa predkladajú aj v elektronickej podobe.

Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.

Maximálna cena za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie v eurách na jednotku množstva elektriny CE m,t sa určí cenovým rozhodnutím. Pri určení ceny CE m,t sa vychádza z aritmetického priemeru denných cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle, produktu F PXE SK BL M na tri po sebe nasledujúce mesiace, pričom prvým mesiacom je mesiac, v ktorom sa začne dodávka elektriny dodávateľom poslednej inštancie v eurách na jednotku množstva elektriny za obdobie kalendárneho mesiaca predchádzajúceho prvému dňu dodávky elektriny dodávateľom poslednej inštancie. CE m,t sa určí tak, že tento aritmetický priemer denných cien elektriny sa zvýši o 15 % z dôvodu pokrytia diagramu dodávky elektriny pre príslušných odberateľov elektriny a o 9 % z dôvodu obmedzenia rizika súvisiaceho s dodávkou poslednej inštancie.

Sadzba za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie je zložená z

mesačnej platby za jedno odberné miesto NDO t , kde NDO t sú náklady na dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie na jedno odberné miesto za mesiac, ktoré možno zahrnúť do ceny vo výške maximálne 1,50 eura na jedno odberné miesto a mesiac,

maximálnej ceny za elektrinu CED t v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

10 % z ceny elektriny určenej spôsobom podľa odseku 1, najviac však 5 eur/MWh pre odberateľov elektriny v domácnosti,

CE m,t je cena elektriny určená podľa odseku 1,

O t sú schválené alebo určené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s dodávkou elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t v cenovom konaní regulovaného subjektu vo veci dodávky elektriny dodávateľom poslednej inštancie na rok t,

PZ t je primeraný zisk v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorý je možné zahrnúť do ceny za dodávku elektriny dodávateľom poslednej inštancie, je maximálne

14 % z ceny elektriny určenej spôsobom podľa odseku 1, najviac však 8 eur/MWh pre odberateľov elektriny okrem odberateľov elektriny v domácnosti.

CED t = CE m,t + O t + PZ t ,

kde

Ak je dodávka elektriny dodávateľom poslednej inštancie združenou dodávkou elektriny, k sadzbám podľa odseku 2 sa dodávateľom elektriny poslednej inštancie pripočíta cena za distribúciu elektriny vrátane prenosu elektriny a strát elektriny pri prenose elektriny, straty elektriny pri distribúcii elektriny, tarifa za systémové služby a tarifa za prevádzkovanie systému podľa cenového rozhodnutia, ktorým boli schválené alebo určené ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny pre prevádzkovateľa distribučnej sústavy, do ktorej je príslušné odberné miesto pripojené.

Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2017 do 31. decembra 2019 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:

Cena elektriny podľa odsekov 3 až 5 sa pre zariadenie výrobcu elektriny upravuje podľa roku uvedenia zariadenia výrobcu elektriny do prevádzky korekciou Pznit podľa [§ 8 ods. 13 až 15] , ktorá zohľadňuje výrazné zvýšenie alebo zníženie ceny vstupných surovín použitých na výrobu elektriny.

Prevziať prílohu - § 10 ods. 3 a 4

Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2017 do 31. decembra 2019 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:

Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou spaľovaním biometánu v zariadení výrobcu elektriny s celkovým inštalovaným výkonom do 125 MW vrátane je vo výške 95,95 eura/MWh, pričom sa nezohľadňuje čas uvedenia zariadenia výrobcu elektriny do prevádzky.

Cena elektriny podľa odseku 1 písm. b) sa na jednej budove uplatní len pre jedného výrobcu elektriny a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny.

Cena elektriny podľa odseku 1 písm. e) až g) sa uplatní len pre jedného výrobcu elektriny a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny, ktoré obsahuje všetky technologické časti zariadenia výrobcu elektriny, ktorými sa vykonáva celý proces premeny energie obsiahnutej v biomase na elektrinu; to neplatí pre výrobu elektriny zo spaľovania biometánu podľa [§ 10 odseku 1 písm. g) druhého bodu] , ak je biometán distribuovaný distribučnou sieťou a množstvo biometánu na výrobu elektriny zodpovedá zmluvnému množstvu biometánu. [49a)](#poznamky.poznamka-49a)

Pri technológii podľa odseku 2 písm. c) štvrtého bodu a piateho bodu, technológii podľa odseku 2 písm. d) siedmeho bodu a technológii podľa odseku 2 písm. e) sa spolu so žiadosťou výrobcu elektriny o vydanie potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou predkladá aj potvrdenie o pôvode paliva, v ktorom sa uvedie názov výrobcu paliva, chemické zloženie paliva a jeho výhrevnosť preskúšané v akreditovanom laboratóriu podľa osobitného predpisu. [50)](#poznamky.poznamka-50)

Cena elektriny podľa odseku 2 písm. f) sa uplatní, ak je elektrina vyrábaná výhradne v tomto zariadení výrobcu elektriny a zároveň zariadenie výrobcu elektriny obsahuje všetky technologické časti zariadenia výrobcu elektriny, ktorými sa vykonáva celý proces premeny energie obsiahnutej v primárnom palive na elektrinu.

Základ pre výpočet ceny vykupovanej elektriny [50a)](#poznamky.poznamka-50a) v j-tej hodine roku t v eurách/MWh sa vypočíta podľa vzorca

kde

CDT j,t je cena elektriny slovenskej obchodnej oblasti na dennom trhu organizovanom organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v j-tej hodine roku t v eurách/MWh,

k je koeficient podľa osobitného predpisu [50a)](#poznamky.poznamka-50a) určený podľa odsekov 2 a 3 eurách/MWh.

Ak bol výkupca elektriny vybratý ministerstvom hospodárstva formou aukcie, koeficient k sa rovná výške úhrady za činnosť výkupcu elektriny požadovanej výkupcom elektriny v aukcii vyhlásenej ministerstvom hospodárstva. [50b)](#poznamky.poznamka-50b)

Ak bol výkupca elektriny určený ministerstvom hospodárstva [50c)](#poznamky.poznamka-50c) alebo ak činnosť výkupcu elektriny vykonáva dodávateľ poslednej inštancie, [50d)](#poznamky.poznamka-50d) koeficient k sa rovná výške úhrady za činnosť výkupcu elektriny podľa [§ 10b] .

Cena vykupovanej elektriny v j-tej hodine roku t v eurách/MWh CVEj,t sa vypočíta podľa vzorca

kde

ZCVE j,t je základ pre výpočet ceny vykupovanej elektriny v j-tej hodine roku t v eurách/MWh vypočítaný podľa odseku 1,

k je koeficient podľa odsekov 2 a 3 v eurách/MWh.

Po uplynutí základného časového úseku [48a)](#poznamky.poznamka-48a) sa pre i-té zariadenie výrobcu elektriny, ktorý využil právo na podporu výkupom elektriny [50e)](#poznamky.poznamka-50e) a prevzatím zodpovednosti za odchýlku, [50f)](#poznamky.poznamka-50f) vypočíta vážený priemer cien vykupovanej elektriny VPCVEvi v eurách/MWh za základný časový úsek podľa vzorca

kde

QE ij je množstvo elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny [50e)](#poznamky.poznamka-50e) a prevzatím zodpovednosti za odchýlku [50f)](#poznamky.poznamka-50f) vyrobenej v i-tom zariadení výrobcu elektriny a vykúpenej výkupcom elektriny v režime prenesenej zodpovednosti za odchýlku v j-tej hodine základného časového úseku v MWh,

CVE j,t je cena vykupovanej elektriny v j-tej hodine základného časového úseku v eurách/MWh vypočítaná podľa odseku 4,

n je počet hodín základného časového úseku.

Ak je VPCVEv i nižší alebo sa rovná cene elektriny podľa osobitného predpisu, [48c)](#poznamky.poznamka-48c) výška platby za vykúpenú elektrinu vyrobenú v i-tom zariadení výrobcu elektriny, ktorý využil právo na podporu výkupom elektriny [50e)](#poznamky.poznamka-50e) a prevzatím zodpovednosti za odchýlku, [50f)](#poznamky.poznamka-50f) za základný časový úsek PVE i v eurách sa vypočíta podľa vzorca

kde

QE ij je množstvo elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny [50e)](#poznamky.poznamka-50e) a prevzatím zodpovednosti za odchýlku [50f)](#poznamky.poznamka-50f) vyrobenej v i-tom zariadení výrobcu elektriny a vykúpenej výkupcom elektriny v režime prenesenej zodpovednosti za odchýlku v j-tej hodine základného časového úseku v MWh,

CVE j,t je cena vykupovanej elektriny v j-tej hodine základného časového úseku v eurách/MWh vypočítaná podľa odseku 4,

n je počet hodín základného časového úseku.

Ak je VPCVEv i vyšší ako cena elektriny podľa osobitného predpisu, [48c)](#poznamky.poznamka-48c) výška platby za vykúpenú elektrinu vyrobenú v i-tom zariadení výrobcu elektriny, ktorý využil právo na podporu výkupom elektriny [50e)](#poznamky.poznamka-50e) a prevzatím zodpovednosti za odchýlku, [50f)](#poznamky.poznamka-50f) za základný časový úsek PVE i v eurách sa vypočíta podľa vzorca

kde

QE ij je množstvo elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny [50e)](#poznamky.poznamka-50e) a prevzatím zodpovednosti za odchýlku, [50f)](#poznamky.poznamka-50f) vyrobenej v i-tom zariadení výrobcu elektriny a vykúpenej výkupcom elektriny v režime prenesenej zodpovednosti za odchýlku v j-tej hodine základného časového úseku v MWh,

CE i je cena elektriny podľa osobitného predpisu, [48c)](#poznamky.poznamka-48c)

n je počet hodín základného časového úseku.

Ak výrobca elektriny využil pre i-té zariadenie výrobcu elektriny právo na podporu výkupom elektriny [50e)](#poznamky.poznamka-50e) bez prevzatia zodpovednosti za odchýlku, [50f)](#poznamky.poznamka-50f) výška platby za vykúpenú elektrinu vyrobenú v i-tom zariadení výrobcu elektriny, ktorý využil právo na podporu výkupom elektriny, [50e)](#poznamky.poznamka-50e) za základný časový úsek PVE i v eurách sa vypočíta podľa vzorca

kde

QE ij je množstvo elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny, [50e)](#poznamky.poznamka-50e) vyrobenej v i-tom zariadení výrobcu elektriny a vykúpenej výkupcom elektriny v j-tej hodine základného časového úseku v MWh,

CVE j,t je cena vykupovanej elektriny v j-tej hodine základného časového úseku v eurách/MWh vypočítaná podľa odseku 4,

n je počet hodín základného časového úseku.

Odmena k-teho výkupcu elektriny v eurách za základný časový úsek QVE k sa vypočíta podľa vzorca

kde

m je počet zariadení výrobcu elektriny, pre ktoré výrobca elektriny využil právo na podporu výkupom elektriny [50e)](#poznamky.poznamka-50e) a prevzatím zodpovednosti za odchýlku, [50f)](#poznamky.poznamka-50f) z ktorých vykupuje elektrinu k-ty výkupca elektriny, ktoré sú zahrnuté do vyhodnotenia podľa tohto odseku za príslušný základný časový úsek,

n je počet hodín základného časového úseku.

QEv k je množstvo elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny [50e)](#poznamky.poznamka-50e) a prevzatím zodpovednosti za odchýlku [50f)](#poznamky.poznamka-50f) vykúpenej k-tym výkupcom elektriny v režime prenesenej zodpovednosti za odchýlku v základnom časovom úseku v MWh,

UCVE k je úhrada za činnosť k-teho výkupcu elektriny za základný časový úsek v eurách/MWh vo výške koeficientu určeného podľa odsekov 2 a 3,

NVE k sú nadvýnosy k-teho výkupcu elektriny z vykúpenej elektriny v základnom časovom úseku v eurách, ktorých výška sa vypočíta podľa vzorca

kde

QE vijk je množstvo elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny [50e)](#poznamky.poznamka-50e) a prevzatím zodpovednosti za odchýlku [50f)](#poznamky.poznamka-50f) vyrobenej v i-tom zariadení výrobcu elektriny a vykúpenej k-tym výkupcom elektriny v režime prenesenej zodpovednosti za odchýlku v j-tej hodine základného časového úseku v MWh,

CDT j je cena elektriny slovenskej obchodnej oblasti na dennom trhu organizovanom organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v j-tej hodine základného časového úseku v eurách/MWh,

PVE ik je platba za vykúpenú elektrinu vyrobenú v i-tom zariadení výrobcu elektriny, ktorý využil právo na podporu výkupom elektriny [50e)](#poznamky.poznamka-50e) a prevzatím zodpovednosti za odchýlku [50f)](#poznamky.poznamka-50f) k-tym výkupcom elektriny za základný časový úsek v eurách vypočítaná podľa odsekov 6 a 7,

Cenová regulácia sa vzťahuje na výkon činnosti výkupcu elektriny, ktorý bol určený ministerstvom hospodárstva, [50c)](#poznamky.poznamka-50c) a na výkon činnosti výkupcu elektriny dodávateľom poslednej inštancie, [50d)](#poznamky.poznamka-50d) pričom úhrada za činnosť výkupcu elektriny UCVE t v eurách/MWh sa vypočíta podľa vzorca

kde

O t sú určené náklady regulovaného subjektu na odchýlku súvisiace s výkupom elektriny od výrobcov elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny [50e)](#poznamky.poznamka-50e) a prevzatím zodpovednosti za odchýlku [50f)](#poznamky.poznamka-50f) v eurách na jednotku množstva elektriny vykúpenej v režime prenesenej zodpovednosti za odchýlku v roku t,

V t sú určené náklady regulovaného subjektu na obsluhu výrobcov elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny [50e)](#poznamky.poznamka-50e) v eurách na jednotku množstva elektriny vykúpenej v režime prenesenej zodpovednosti za odchýlku v roku t,

PZ t je primeraný zisk v eurách na jednotku množstva elektriny vykúpenej v režime prenesenej zodpovednosti za odchýlku v roku t, ktorý je možné zahrnúť do úhrady za činnosť výkupcu elektriny.

Súčasťou návrhu ceny sú:

návrh cien alebo taríf za výrobu elektriny z domáceho uhlia vrátane ich štruktúry pre rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok ich pridelenia,

údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2,

plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,

výpočty a údaje podľa tohto paragrafu týkajúce sa výroby elektriny z domáceho uhlia,

znaleckým posudkom potvrdené údaje preukazujúce inštalovaný výkon zariadení na výrobu elektriny, ktoré môžu vyrábať elektrinu spaľovaním domáceho uhlia s uvedením potenciálneho množstva elektriny, ktorú je možné na tomto zariadení vyrobiť,

doklad preukazujúci schválenie návrhu ceny najvyšším orgánom obchodnej spoločnosti alebo družstva alebo spoločníkmi verejnej obchodnej spoločnosti alebo spoločníkmi komanditnej spoločnosti regulovaného subjektu,

údaje o inštalovanom výkone technologického zariadenia, ktoré je určené na výrobu elektriny z domáceho uhlia,

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

kde

Prevziať prílohu - § 11 ods. 4

QV t je plánované množstvo elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t,

QT t je plánované množstvo vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t,

QRE t,KL je plánované množstvo dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t,

CE t je plánovaná vážená priemerná cena celkovej dodávky elektriny, minimálne však vo výške ceny elektriny na straty podľa osobitného predpisu, [51)](#poznamky.poznamka-51) okrem dodávky regulačnej elektriny regulovaného subjektu v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,

CRE t,KL je plánovaná vážená priemerná cena dodávky kladnej regulačnej elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,

QRE t,ZA je plánované množstvo dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t,

CRE t,ZA je plánovaná vážená priemerná cena dodávky zápornej regulačnej elektriny poskytnutej zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,

kde

VN t sú plánované schválené alebo určené variabilné náklady na výrobu elektriny z domáceho uhlia v eurách na rok t; VNt sa vypočítajú podľa vzorca

VPS t je plánovaný výnos v eurách z poskytovania podporných služieb zariadením na výrobu elektriny z domáceho uhlia na rok t,

QDE t je plánovaný objem elektriny určený rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrábať elektrinu z domáceho uhlia a dodávať elektrinu vyrobenú z domáceho uhlia na rok t,

KDU t je faktor vyrovnania nákladov a výnosov výroby elektriny z domáceho uhlia regulovaného subjektu v eurách na rok t vypočítaný podľa odseku 5.

Podklady podľa odseku 1 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.

Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.

Na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrábať elektrinu z domáceho uhlia sa u výrobcu elektriny uplatní za každú megawatthodinu elektriny dodanej do sústavy, ktorá bola preukázateľne vyrobená z domáceho uhlia, pevná cena DOP t v eurách za megawatthodinu vypočítaná podľa vzorca

Faktor vyrovnania nákladov a výnosov výroby elektriny z domáceho uhlia KDU t v eurách na rok t sa vypočíta podľa vzorca

KTPSv t je korekcia výnosov z platieb na základe tarify za prevádzkovanie systému výrobcu elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába elektrinu z domáceho uhlia v eurách v roku t-2, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

SVTPSv t-2 sú skutočné výnosy z uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému určenej rozhodnutím úradu pre výrobcu elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába elektrinu z domáceho uhlia v roku t-2,

PVTPSv t-2 sú plánované výnosy z uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému určenej rozhodnutím úradu pre výrobcu elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába elektrinu z domáceho uhlia v roku t-2.

KTPSvt=SVTPSvt-2-PVTPSvt-2,

kde

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 19 a [§ 8 až 10] sa vzťahuje na výrobcu elektriny, ktorý vyrába elektrinu z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou. Cenová regulácia podľa [§ 10a] a [10b] sa vzťahuje na činnosť výkupcu elektriny. Cenová regulácia podľa [§ 11] sa vzťahuje na výrobu elektriny z domáceho uhlia na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme. [25a)](#poznamky.poznamka-25a)

S návrhom ceny pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu rekonštrukcie alebo modernizácie sa predkladajú aj tieto doklady preukazujúce uskutočnenie rekonštrukcie alebo modernizácie a náklady na rekonštrukciu alebo modernizáciu technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny:

projekt a zmluva o dielo,

popis rekonštrukcie alebo modernizácie,

faktúry za realizáciu rekonštrukcie alebo modernizácie,

celkové náklady v eurách na rekonštrukciu alebo modernizáciu,

znalecký posudok preukazujúci splnenie podmienok rekonštrukcie alebo modernizácie, [42)](#poznamky.poznamka-42) v ktorom je uvedené aj zhodnotenie primeranosti nákladov vynaložených na rekonštrukciu alebo modernizáciu,

kópia zmluvy o pripojení zariadenia výrobcu elektriny k priamemu vedeniu, do distribučnej sústavy alebo do prenosovej sústavy; ak je zariadenie výrobcu elektriny pripojené do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy priamo alebo prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav, s návrhom ceny predkladanej výrobcom elektriny sa predkladá aj potvrdenie vydané prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy o zmluvne dohodnutom pripojení miestnej distribučnej sústavy do regionálnej distribučnej sústavy podľa § 26 ods. 25, § 42 ods. 5, § 43 ods. 3 alebo § 44 ods. 5,

doklady preukazujúce poskytnutie podpory z prostriedkov štátneho rozpočtu na rekonštrukciu alebo modernizáciu zariadenia na výrobu elektriny alebo vyhlásenie o tom, že podpora z prostriedkov štátneho rozpočtu nebola poskytnutá.

Cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny z dôvodu rekonštrukcie alebo modernizácie podľa termínu rekonštrukcie alebo modernizácie sa určí na rok t podľa [§ 9] a [10] a znižuje sa podľa osobitného predpisu. [43)](#poznamky.poznamka-43)

Ak pri výstavbe zariadenia na výrobu elektriny, rekonštrukcii alebo modernizácii technologickej časti zariadenia na výrobu elektriny bola poskytnutá podpora z podporných programov financovaných z prostriedkov štátneho rozpočtu, na výpočet ceny elektriny sa uplatní aj osobitný predpis. [44)](#poznamky.poznamka-44)

Cena elektriny sa určí pre obvyklú mieru návratnosti investície najmenej 12 rokov a príslušnú technológiu obnoviteľného zdroja energie a vysoko účinnej kombinovanej výroby, pričom pri jej určení sa zohľadňuje

priemerný inštalovaný výkon technológie výroby elektriny podľa druhu zariadenia výrobcu elektriny,

množstvo vyrobenej elektriny vyplývajúce z priemerného inštalovaného výkonu podľa druhu zariadenia výrobcu elektriny,

investičné náklady so započítaním vlastného kapitálu a cudzieho kapitálu,

predpokladané úroky z úveru z 50 % hodnoty investície so splatnosťou úveru 10 rokov,

primeraný zisk,

rovnomerné odpisy,

osobné náklady, prevádzkové náklady a režijné náklady,

výška podpory poskytnutej z podporných programov financovaných z prostriedkov štátneho rozpočtu.

Cena elektriny pre stanovenie doplatku pri predĺžení podpory doplatkom určená pre zariadenie výrobcu elektriny podľa [§ 8 ods. 3 až 11] musí byť nižšia ako pôvodná cena elektriny pre stanovenie doplatku.

Referenčné hodnoty investičných nákladov na obstaranie novej porovnateľnej technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny na rok t v členení podľa jednotlivých technológií výroby elektriny podľa osobitného predpisu [45)](#poznamky.poznamka-45) a spôsob výpočtu korekcie Pzn i t zohľadňujúcej výrazné zvýšenie alebo zníženie ceny vstupných surovín, ktoré sa použili na výrobu elektriny sa uverejňujú na webovom sídle úradu najneskôr do 30. júna kalendárneho roka.

Pre doterajších výrobcov sa cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie na účely určenia alebo schválenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku na rok t určí na obdobie celej dĺžky podpory doplatkom podľa osobitného predpisu [8)](#poznamky.poznamka-8) na základe cenového rozhodnutia pre rok t-1 a potvrdenia o pôvode elektriny z obnoviteľných zdrojov energie [46)](#poznamky.poznamka-46) okrem výrobcov elektriny, s nárokom na korekcia podľa [§ 8 ods. 1 písm. b)] , ktorým sa určí cena len na obdobie roku t. Pre nových výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie uvedených do prevádzky v roku t, ktorí predložia návrh ceny na rok t v priebehu roka t a vyrábajú elektrinu spôsobom podľa osobitného predpisu, [47)](#poznamky.poznamka-47) sa cena elektriny podľa prvej vety uplatní na základe cenového rozhodnutia na rok t. Ak existujúci výrobca elektriny nemá na rok t-1 vydané cenové rozhodnutie, cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok t sa určí vo výške, na ktorú by mal výrobca elektriny v roku t-1 právo.

Pre doterajších výrobcov sa cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou na účely určenia alebo schválenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku na rok t určí na obdobie celej dĺžky podpory doplatkom podľa osobitného predpisu [8)](#poznamky.poznamka-8) na základe cenového rozhodnutia pre rok t-1 a potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou za rok t-2 okrem výrobcov elektriny, s nárokom na korekcia podľa [§ 8 ods. 1 písm. b)] , ktorým sa určí cena len na obdobie roku t. Pre nových výrobcov elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadeniach uvedených do prevádzky v roku t, ktorí predložia návrh ceny na rok t v priebehu roka t, sa cena elektriny podľa prvej vety uplatní na základe cenového rozhodnutia na rok t. Ak doterajší výrobca elektriny nemá na rok t-1 vydané cenové rozhodnutie, cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok t sa určí vo výške, na ktorú by mal výrobca elektriny v roku t-1 právo.

Ak sa v zariadení výrobcu elektriny spoločne spaľuje biomasa alebo biokvapalina s fosílnymi palivami, cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov sa uplatní na množstvo elektriny určené podľa odseku 5 a zároveň vyrobené kombinovanou výrobou. Ak sa pre toto zariadenie výrobcu elektriny uplatňuje aj cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou, uplatní sa najviac na množstvo elektriny vypočítané ako rozdiel celkového množstva elektriny vyrobenej kombinovanou výrobou a množstva elektriny, na ktoré sa uplatnila cena elektriny podľa prvej vety.

Ak sa zmení výrobca elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie výrobcu elektriny, s návrhom ceny sa predkladá aj doklad o práve užívať zariadenie doterajšieho výrobcu elektriny, a to najmä kúpna zmluva, darovacia zmluva alebo nájomná zmluva a kópia zmluvy o pripojení zariadenia výrobcu elektriny k priamemu vedeniu, do distribučnej sústavy alebo do prenosovej sústavy.

Súčasťou návrhu ceny výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobcu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou sú:

návrh cien výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou, návrh ceny alebo taríf za výrobu elektriny z domáceho uhlia, vrátane ich štruktúry, pre rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou vrátane podmienok ich pridelenia,

plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2, to neplatí pre výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a výrobcu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou,

výpočty a údaje podľa [§ 8 až 10] týkajúce sa výroby elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou,

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

Ak výrobca elektriny z obnoviteľných zdrojov energie žiada o predĺženie podpory doplatkom podľa osobitného predpisu, [1a)](#poznamky.poznamka-1a) súčasťou návrhu ceny alebo návrhu na zmenu cenového rozhodnutia sú

údaje podľa [prílohy č. 10] ,

výpočet ceny elektriny podľa výpočtového nástroja na určenie zníženia ceny elektriny na účel predĺženia podpory so zníženou cenou elektriny zverejneného na webovom sídle úradu.

Podklady podľa odseku 2 písm. a) a c) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.

Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.

Pri spoločnom spaľovaní biomasy, bioplynu, skládkového plynu, plynu z čističiek odpadových vôd alebo biometánu s inými druhmi paliva sa množstvo elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie určuje percentuálnym podielom množstva tepla z biomasy, skládkového plynu, plynu z čističiek odpadových vôd alebo bioplynu alebo biometánu v celkovom množstve tepla použitého na výrobu tepla a elektriny vypočítaného na základe predložených dokladov podľa osobitného predpisu. [27)](#poznamky.poznamka-27)

Pri spaľovaní priemyselných odpadov a komunálnych odpadov je množstvo elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie určené percentuálnym podielom množstva tepla z biologicky rozložiteľných látok odpadu a celkového množstva tepla vyrobeného z týchto odpadov použitého na výrobu tepla a elektriny.

Ak je pri výrobe elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou palivom výlučne obnoviteľný zdroj energie, na všetku elektrinu vyrobenú v tejto technológii sa použije len jeden zo spôsobov určenia ceny elektriny pre stanovenie doplatku podľa [§ 9] a [10] .

S návrhom ceny pre nové zariadenie výrobcu elektriny sa okrem podkladov podľa odseku 2 predkladajú aj

osvedčenie na výstavbu energetického zariadenia, [28)](#poznamky.poznamka-28)

právoplatné kolaudačné rozhodnutie alebo písomné oznámenie stavebného úradu, že proti uskutočneniu drobnej stavby alebo stavebných úprav nemá námietky, ak je zariadenie výrobcu elektriny drobnou stavbou alebo ide o stavebné úpravy,

doklad o vykonaní funkčnej skúšky [29)](#poznamky.poznamka-29) alebo protokol z odbornej prehliadky a skúšky podľa osobitného predpisu [30)](#poznamky.poznamka-30) zariadenia výrobcu elektriny prevádzkovateľovi distribučnej sústavy o tom, že zariadenie výrobcu elektriny je trvalo v prevádzke preukázateľne oddelené od elektrizačnej sústavy Slovenskej republiky vrátane vyhlásenia, že spotreba takto vyrobenej elektriny spĺňa podmienky účelne využitej elektriny podľa osobitného predpisu, [31)](#poznamky.poznamka-31) a to na základe údajov z merania elektriny podľa osobitného predpisu, [32)](#poznamky.poznamka-32)

jednopólová elektrická schéma zariadenia výrobcu elektriny a vyvedenia elektrického výkonu vrátane umiestnenia určených meradiel a účelu merania podľa osobitného predpisu, [33)](#poznamky.poznamka-33)

kópia zmluvy o pripojení zariadenia výrobcu elektriny k priamemu vedeniu, do distribučnej sústavy alebo do prenosovej sústavy; ak je zariadenie výrobcu elektriny pripojené do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy priamo alebo prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav, predkladá sa s návrhom ceny aj potvrdenie vydané prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy o zmluvne dohodnutom pripojení miestnej distribučnej sústavy do regionálnej distribučnej sústavy podľa § 26 ods. 25, § 42 ods. 5, § 43 ods. 3 alebo § 44 ods. 5,

list vlastníctva preukazujúci evidenciu budovy spojenej so zemou pevným základom evidovanej v katastri nehnuteľností, [34)](#poznamky.poznamka-34) na ktorej strešnej konštrukcii alebo obvodovom plášti je umiestnené zariadenie výrobcu elektriny využívajúce na výrobu elektriny slnečnú energiu,

zoznam určených meradiel inštalovaných na svorkách generátora na meranie vlastnej spotreby, na meranie ostatnej vlastnej spotreby, ak nejde o určené meradlo prevádzkovateľa distribučnej sústavy, spolu s informáciami o type a výrobnom čísle určeného meradla, o počiatočnom stave počítadiel a odpočtových násobiteľoch; ak sú súčasťou meracej súpravy aj meracie transformátory napätia a prúdu, musia byť súčasťou tohto zoznamu aj štítkové údaje týchto transformátorov spolu s dátumom úradného overenia.

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

údaje za predchádzajúci kalendárny rok, predpoklad na nasledujúce kalendárne roky a podľa [prílohy č. 1 tabuľky č. 1] údaje o

celkovom množstve elektriny vyrobenej v zariadení výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnej kombinovanej výroby,

množstve technologickej vlastnej spotreby elektriny, [35)](#poznamky.poznamka-35)

množstve elektriny, na ktoré sa vzťahuje doplatok, [36)](#poznamky.poznamka-36)

množstve vyrobenej elektriny dodanej výkupcovi elektriny [37)](#poznamky.poznamka-37) na základe zmluvy o povinnom výkupe elektriny,

údaje o

spôsobe merania vyrobenej elektriny na svorkách každého generátora elektriny a meraní vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny,

plánovanom množstve biometánu použitého v roku t na výrobu elektriny, ktoré výrobca elektriny preukazuje zmluvami o dodávke biometánu uzatvorenými s výrobcami biometánu a potvrdeniami o pôvode biometánu príslušných výrobcov biometánu, ak je elektrina vyrábaná kombinovanou výrobou spaľovaním alebo spoluspaľovaním biometánu,

podpore poskytnutej z prostriedkov štátneho rozpočtu vyjadrené v percentách z celkových obstarávacích nákladov na výstavbu zariadenia na výrobu elektriny a informáciu o poskytnutí podpory použitej na realizáciu opatrení na zabezpečenie plnenia emisných limitov zariadenia na výrobu elektriny,

hodnote celkových obstarávacích nákladov na výstavbu zariadenia na výrobu elektriny, ako aj údaje o týchto nákladoch v členení na celkovú technologickú časť stavby a stavebnú časť stavby zariadenia na výrobu elektriny,

percentuálnom posúdení podielu dodávky využiteľného tepla z ročnej výroby tepla za predchádzajúci kalendárny rok podľa osobitných predpisov [38)](#poznamky.poznamka-38) pre existujúcich výrobcov elektriny na základe zoznamu odberateľov tepla s množstvom dodaného tepla, kópií faktúr za dodané teplo alebo pri vlastnej spotrebe využiteľného tepla hodnotu tepelného príkonu na základe preukázateľných výpočtov tepelnotechnických parametrov a počet prevádzkových hodín za rok a pre nových výrobcov elektriny percentuálne posúdenia podielu dodávky využiteľného tepla z ročnej výroby tepla na nasledujúci kalendárny rok podľa osobitného predpisu [38)](#poznamky.poznamka-38) na základe predloženia kópií zmlúv o dodávke tepla alebo pri vlastnej spotrebe využiteľného tepla hodnotu tepelného príkonu na základe preukázateľných výpočtov tepelnotechnických parametrov a počet plánovaných prevádzkových hodín za rok doložené znaleckým posudkom,

údaje o

výhrevnosti [39)](#poznamky.poznamka-39) a zložení paliva zariadenia výrobcu elektriny a údaje o kvalite paliva podľa osobitného predpisu, [40)](#poznamky.poznamka-40)

množstve využiteľného tepla, chladu alebo vykonanej mechanickej práce,

výpočtoch úspor primárnej energie a celkovej účinnosti kombinovanej výroby podľa osobitného predpisu. [41)](#poznamky.poznamka-41)

Cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny za elektrinu vyrobenú i-tou technológiou j-tého zariadenia výrobcu elektriny CEPSD i,j t sa pre výrobcu elektriny vypočíta podľa vzorca

to neplatí pre zariadenia výrobcov elektriny uvedené do prevádzky od 1. marca 2013,

kde

CEPSD i,j Z je určená alebo schválená cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok Z predchádzajúci roku t vyrobenej i-tou technológiou j-tého zariadenia výrobcu elektriny na základe roku uvedenia zariadenia výrobcu elektriny do prevádzky alebo poslednej uplatnenej rekonštrukcie alebo modernizácie v eurách na jednotku množstva elektriny,

Pzn t na i je korekcia [48)](#poznamky.poznamka-48) v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t uplatňovaná v hodnote podľa odseku 6; Pzn t na i sa vypočíta podľa odseku 13,

rok Z je rok uvedenia zariadenia výrobcu elektriny do prevádzky alebo rok poslednej uplatnenej rekonštrukcie alebo modernizácie.

Pri určení ceny elektriny pre stanovenie doplatku pri predĺžení podpory doplatkom so zníženou cenou elektriny na kalendárny rok nasledujúci po kalendárnom roku, v ktorom sa rozhoduje o znížení ceny elektriny, sa zohľadnia hodnoty podľa odseku 5 písm. c) bodu 1.2, odseku 6 písm. c) a odseku 9 uverejnené na webovom sídle úradu v kalendárnom roku, v ktorom sa rozhoduje o určení ceny elektriny.

Pri určení ceny elektriny pre stanovenie doplatku pre výrobcu elektriny, ktorému sa skončí podpora výkupom elektriny výkupcom elektriny za cenu vykupovanej elektriny a podpora prevzatím zodpovednosti za odchýlku výkupcom elektriny pred uplynutím predĺženej podpory doplatkom so zníženou cenou elektriny sa odseky 3 až 10 použijú primerane.

Ak má výrobca elektriny na rok predchádzajúci roku t určenú alebo schválenú cenu elektriny pre stanovenie doplatku CEPSD i,j Z a ak si uplatňuje na rok t cenu elektriny pre stanovenie doplatku na základe rekonštrukcie alebo modernizácie, táto cena elektriny pre stanovenie doplatku na rok t sa určí podľa [§ 7 ods. 12] alebo [13] .

Korekcia Pzn i t v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t pre i-té technológie výroby elektriny s primárnymi palivami podľa odseku 6 zohľadňujúca výrazné zvýšenie alebo zníženie ceny vstupných surovín, ktoré sa použili na výrobu elektriny i-tou technológiou na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo výrazné zvýšenie alebo zníženie ceny vstupných surovín, ktoré sa použili na výrobu elektriny z neobnoviteľných zdrojov energie i-tou technológiou na výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou sa vypočíta podľa vzorca

kde

NCPP i t-1 je určená nákupná cena primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny v eurách na jednotku množstva v roku t-1,

QPP i 1 MWh,t-1 je množstvo primárneho paliva zodpovedajúceho 1 MWh i-tej technológie výroby elektriny v jednotkách množstva na megawatthodinu v roku t-1,

VPP i t-1 je určená výhrevnosť primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny v megawatthodinách na jednotku množstva v roku t-1,

NCPP i t-2 je určená nákupná cena primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny v eurách na jednotku množstva v roku t-2,

QPP i 1 MWh,t-2 je množstvo primárneho paliva zodpovedajúceho 1 MWh i-tej technológie výroby elektriny v jednotkách množstva na megawatthodinu v roku t-2,

VPP i t-2 je určená výhrevnosť primárneho paliva pre i-tú technológiu výroby elektriny v megawatthodinách na jednotku množstva v roku t-2.

Pzn i t sa uplatní na jeden rok, ak je hodnota zmeny väčšia ako 8 % zo súčinu nákupnej ceny NCPP i t-2 a množstva primárneho paliva QPP i 1 MWh,t-2 určených podľa odseku 4.

Hodnotou Pzn t na i v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t pre i-té technológie výroby elektriny je hodnota zohľadňujúca výrazné zvýšenie alebo zníženie ceny vstupných surovín, ktoré sa použili na výrobu elektriny i-tou technológiou na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie alebo výrazné zvýšenie alebo zníženie ceny vstupných surovín, ktoré sa použili na výrobu elektriny z neobnoviteľného zdroja energie i-tou technológiou na výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou zverejnená na webovom sídle úradu najneskôr do 30. júna kalendárneho roku t-1.

Cena elektriny pre stanovenie príplatku na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny za elektrinu vyrobenú i-tou technológiou j-tého zariadenia výrobcu elektriny CEPSP t na i, j sa pre výrobcu elektriny vypočíta podľa vzorca

CEPSP t na i, j = CEPSPZ na i, j + suma Pzn t na i, ak suma PZn t na i je menej ako nula, potom CEPSP t na i, j = CEPSPZ na i, j,

kde

CEPSPZ na i, j je cena elektriny pre stanovenie príplatku na rok Z predchádzajúci roku t vyrobenej i-tou technológiou j-tého zariadenia výrobcu elektriny na základe roku uvedenia zariadenia výrobcu elektriny do prevádzky alebo poslednej uplatnenej rekonštrukcie alebo modernizácie v eurách na jednotku množstva elektriny,

Pzn t na i je korekcia [48)](#poznamky.poznamka-48) v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t uplatňovaná v hodnote podľa odseku 6; Pzn t na i sa vypočíta podľa odseku 4,

rok Z je rok uvedenia zariadenia výrobcu elektriny do prevádzky alebo rok poslednej uplatnenej rekonštrukcie alebo modernizácie.

Cena elektriny pre stanovenie hodnoty podpory v eurách za MWh za elektrinu vyrobenú z obnoviteľných zdrojov energie pri predĺžení podpory doplatkom podľa osobitného predpisu [1a)](#poznamky.poznamka-1a) sa vypočíta podľa vzorca

kde

VC NR je výkupná cena elektriny pre zariadenie výrobcu elektriny s predĺženou podporou podľa osobitného predpisu [1a)](#poznamky.poznamka-1a) v eurách za MWh,

DPO NR je plánovaný objem podpory pre zariadenie výrobcu elektriny v eurách počas prvého roka trvania predĺženej podpory podľa osobitného predpisu; [1a)](#poznamky.poznamka-1a) DPO NR sa vypočíta podľa odseku 4,

QE SR je množstvo vyrobenej elektriny s nárokom na podporu doplatkom elektriny a prevzatím zodpovednosti za odchýlku v MWh za rok, ktoré sa vypočíta ako aritmetický priemer za posledných päť ucelených rokov prevádzky zariadenia na výrobu elektriny pred rokom vstupu do predĺženej podpory podľa osobitného predpisu. [1a)](#poznamky.poznamka-1a)

Plánovaný objem podpory doplatkom pre zariadenie výrobcu elektriny v eurách počas prvého roka trvania predĺženej podpory doplatkom podľa osobitného predpisu [1a)](#poznamky.poznamka-1a) DPO NR sa vypočíta podľa vzorca

kde

NPV NR je čistá súčasná hodnota podpory v eurách za elektrinu vyrobenú z obnoviteľných zdrojov energie s predĺžením podpory podľa osobitného predpisu; [1a)](#poznamky.poznamka-1a) NPV NR sa vypočíta podľa odseku 5,

r je ročná úroková miera vyjadrená v percentách, vypočíta sa podľa odseku 8,

d je koeficient ročnej degradácie technológie zariadenia na výrobu elektriny; pre zariadenie na výrobu elektriny zo slnečnej energie je maximálna hodnota koeficientu 0,5 % a pre zariadenia na výrobu elektriny z vodnej energie, biomasy, bioplynu, skládkového plynu alebo plynu z čističiek odpadových vôd je hodnota koeficientu nula,

z je zostávajúca doba predĺženej podpory podľa osobitného predpisu, [1a)](#poznamky.poznamka-1a) zaokrúhlená na šesť desatinných miest, pričom

z = n + p ,

kde

n je zostávajúca doba trvania súčasného režimu podpory pre zariadenie výrobcu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie,

p je doba predĺženia podpory podľa osobitného predpisu [1a)](#poznamky.poznamka-1a) rovnajúca sa piatim rokom.

Čistá súčasná hodnota podpory doplatkom v eurách za elektrinu vyrobenú z obnoviteľných zdrojov energie s predĺžením podpory podľa osobitného predpisu [1a)](#poznamky.poznamka-1a) NPV NR sa vypočíta podľa vzorca

NPV NR = NPV SR × k + NAKL,

kde

kde

NAKL i UPR sú ekonomicky oprávnené náklady na nevyhnutnú opravu alebo úpravu technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny v eurách na účel predĺženia jeho prevádzkyschopnosti počas zostávajúcej a predĺženej doby podpory vynaložené v i-tom roku nasledujúcom po roku vstupu do predĺženej podpory podľa osobitného predpisu, [1a)](#poznamky.poznamka-1a) pričom

NAKL ≤ S × INV,

kde

S je hodnota investičných nákladov na obstaranie novej porovnateľnej technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny najviac vo výške 15 %,

INV je hodnota investičných nákladov novej porovnateľnej technológie časti zariadenia výrobcu elektriny v eurách zverejnená pre nasledujúci rok na webovom sídle úradu a aktualizovaná najneskôr do 31. augusta kalendárneho roka.

NPV SR je čistá súčasná hodnota podpory v eurách za elektrinu vyrobenú z obnoviteľných zdrojov energie v súčasnom režime podpory, ktorá sa vypočíta podľa odseku 6,

k je koeficient zohľadňujúci rok vstupu zariadenia výrobcu elektriny do predĺženia podpory podľa osobitného predpisu, [1a)](#poznamky.poznamka-1a) ktorý sa na roky 2021 a 2022 rovná 1,02 a na rok 2023 a nasledujúce roky sa rovná 1,00,

NAKL je suma ekonomicky oprávnených nákladov na opravu alebo úpravu technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny na účel predĺženia jeho prevádzkyschopnosti v eurách vynaložených najneskôr v prvých piatich rokoch po roku vstupu do predĺženej podpory, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

Čistá súčasná hodnota podpory v eurách za elektrinu vyrobenú z obnoviteľných zdrojov energie v súčasnom režime podpory NPV SR sa vypočíta podľa vzorca

kde

VC SR je výkupná cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie, ktorá je určená úradom v súčasnom režime podpory v eurách za MWh,

QE SR je množstvo vyrobenej elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny a prevzatím zodpovednosti za odchýlku v režime prenesenej zodpovednosti za odchýlku v MWh za rok, ktoré sa vypočíta ako aritmetický priemer za posledných päť ucelených rokov prevádzky zariadenia výrobcu elektriny pred rokom vstupu do predĺženej podpory podľa osobitného predpisu, [1a)](#poznamky.poznamka-1a)

TC je trhová cena elektriny v eurách za MWh vypočítaná ako aritmetický priemer cien ročných forwardov elektriny F PXE SK BL na najbližšie tri ucelené kalendárne roky predĺženej podpory podľa osobitného predpisu, [1a)](#poznamky.poznamka-1a) zobchodovaných na burze PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) za obdobie posledných ucelených 12 kalendárnych mesiacov pred začatím cenového konania, ktorá sa zverejní pre nasledujúci rok na webovom sídle úradu do 31. augusta kalendárneho roka.

Cena elektriny sa zníži, ak po preverení skutočne vynaložených nákladov na nevyhnutnú opravu alebo úpravu technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny v eurách na účel predĺženia jeho prevádzkyschopnosti počas zostávajúcej a predĺženej doby podpory, ktoré mali byť vynaložené najneskôr v prvých piatich rokoch po roku vstupu do predĺženej podpory, nedošlo k ich investovaniu vo výške podľa cenového rozhodnutia.

Ročná úroková miera r sa vypočíta podľa vzorca

kde

T je sadzba dane z príjmov pre právnické osoby; T sa ustanovuje vo výške 21 % pre cenové konania v roku 2021,

W E je podiel vlastného kapitálu na celkovej kapitalizácii regulovaného subjektu v percentách; W E sa ustanovuje vo výške 40 %,

W D je podiel cudzieho kapitálu na celkovej kapitalizácii regulovaného subjektu v percentách; W D sa ustanovuje vo výške 60 %,

R DP sú náklady na cudzí kapitál vyjadrené priemernou výškou úverov nad 1 000 000 eur poskytnutých nefinančným spoločnostiam za obdobie rokov 2010 až 2020; R DP sa ustanovuje vo výške 2,89 %,

R EP sú náklady na vlastný kapitál, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

kde

R fP je bezriziková výnosová miera vyjadrená ako základná sadzba pre výpočet referenčnej a diskontnej sadzby určená Európskou komisiou od 1. januára 2021 vo výške - 0,45 % zvýšená o 100 bázických bodov; R fP sa ustanovuje vo výške 0,55 %,

je beta koeficient vyjadrujúci systematické riziko a citlivosť odvetvia výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov na zmenu trhu; sa ustanovuje vo výške 0,69,

MRP je trhová riziková prirážka za trhové riziko, ktoré udáva o koľko je očakávaná výnosnosť vlastného kapitálu vyššia ako výnos z bezrizikovej investície; MRP sa ustanovuje vo výške 5,54 %.

Ročná úroková miera r je vo výške 6,24 %. Ak bude odchýlka v jednotlivých parametroch r vyššia ako 10 %, určí sa nová ročná úroková miera, ktorá sa zverejní pre nasledujúci rok na webovom sídle úradu do 31. augusta kalendárneho roka.

Doplatok D i v eurách/MWh za základný časový úsek [48a)](#poznamky.poznamka-48a) pre i-té zariadenie výrobcu elektriny s nárokom na podporu doplatkom [48b)](#poznamky.poznamka-48b) sa vypočíta podľa vzorca

kde

CE i je cena elektriny podľa osobitného predpisu, [48c)](#poznamky.poznamka-48c)

VPCVEd i je vážený priemer cien vykupovanej elektriny pre i-té zariadenie výrobcu elektriny s nárokom na podporu doplatkom [48b)](#poznamky.poznamka-48b) za základný časový úsek v eurách/MWh vypočítaný podľa vzorca

kde

QVd ij je množstvo elektriny vyrobené i-tým zariadením výrobcu elektriny s nárokom na podporu doplatkom [48b)](#poznamky.poznamka-48b) v j-tej hodine základného časového úseku v MWh,

CVE j,t je cena vykupovanej elektriny v j-tej hodine základného časového úseku v eurách/MWh podľa [§ 10a ods. 4] ,

n je počet hodín základného časového úseku.

Doplatok za elektrinu vyrobenú v i-tom zariadení výrobcu elektriny s nárokom na podporu doplatkom [48b)](#poznamky.poznamka-48b) za základný časový úsek PDi v eurách uhrádzaný výrobcovi elektriny organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou sa vypočíta podľa vzorca

kde

QDi je množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť doplatok v i-tom zariadení výrobcu elektriny s nárokom na podporu doplatkom [48b)](#poznamky.poznamka-48b) za základný časový úsek určené podľa osobitného predpisu [48d)](#poznamky.poznamka-48d) v MWh,

Di je doplatok pre i-té zariadenie výrobcu elektriny s nárokom na podporu doplatkom [48b)](#poznamky.poznamka-48b) vypočítaný podľa odseku 1 v eurách/MWh.

Príplatok Pi v eurách/MWh za základný časový úsek [48e)](#poznamky.poznamka-48e) pre i-té zariadenie výrobcu elektriny s nárokom na podporu príplatkom [48f)](#poznamky.poznamka-48f) sa vypočíta podľa vzorca

kde

PCE i je ponúknutá cena elektriny, [48g)](#poznamky.poznamka-48g)

VPCVEpi je vážený priemer cien vykupovanej elektriny pre i-té zariadenie výrobcu elektriny s nárokom na podporu príplatkom [48f)](#poznamky.poznamka-48f) za základný časový úsek v eurách/MWh vypočítaný podľa vzorca

kde

QVp ij je množstvo elektriny vyrobenej i-tým zariadením výrobcu elektriny s nárokom na podporu príplatkom [48f)](#poznamky.poznamka-48f) v j-tej hodine základného časového úseku v MWh,

CVE j,t je cena vykupovanej elektriny v j-tej hodine základného časového úseku v eurách/MWh podľa [§ 10a ods. 4] ,

n je počet hodín základného časového úseku.

Príplatok za elektrinu vyrobenú v i-tom zariadení výrobcu elektriny s nárokom na podporu príplatkom [48f)](#poznamky.poznamka-48f) za základný časový úsek PPi v eurách uhrádzaný výrobcovi elektriny organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou sa vypočíta podľa vzorca

kde

QP i je množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť príplatok v i-tom zariadení výrobcu elektriny s nárokom na podporu príplatkom [48f)](#poznamky.poznamka-48f) za základný časový úsek určené podľa osobitného predpisu [48d)](#poznamky.poznamka-48d) v MWh,

P i je príplatok pre i-té zariadenie výrobcu elektriny s nárokom na podporu príplatkom [48f)](#poznamky.poznamka-48f) vypočítaný podľa odseku 3 v eurách/MWh.

Cena elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2016 do 31. decembra 2016 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:

Cena elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou v zariadení výrobcu elektriny uvedeného do prevádzky od 1. januára 2016 do 31. decembra 2016 sa určuje priamym určením pevnej ceny v eurách na megawatthodinu takto:

Cena elektriny podľa odseku 1 písm. b) sa na jednej budove uplatní len pre jedného výrobcu elektriny a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny.

Cena elektriny podľa odseku 1 písm. e) až g) sa uplatní len pre jedného výrobcu elektriny a pre jedno zariadenie výrobcu elektriny, ktoré obsahuje všetky technologické časti zariadenia výrobcu elektriny, ktorými sa vykonáva celý proces premeny energie obsiahnutej v biomase na elektrinu.

Pri technológii podľa odseku 2 písm. c) štvrtého bodu a piateho bodu, technológii podľa odseku 2 písm. d) siedmeho bodu a technológii podľa odseku 2 písm. e) sa spolu so žiadosťou výrobcu elektriny o vydanie potvrdenia o pôvode elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou predkladá aj potvrdenie o pôvode paliva, v ktorom sa uvedie názov výrobcu paliva, chemické zloženie paliva a jeho výhrevnosť preskúšané v akreditovanom laboratóriu podľa osobitného predpisu. [50)](#poznamky.poznamka-50)

Cena elektriny podľa odseku 2 písm. f) sa uplatní, ak je elektrina vyrábaná výhradne v tomto zariadení výrobcu elektriny a zároveň zariadenie výrobcu elektriny obsahuje všetky technologické časti zariadenia výrobcu elektriny, ktorými sa vykonáva celý proces premeny energie obsiahnutej v primárnom palive na elektrinu.

Tarifa za prevádzkovanie systému TPS t sa určí ako podiel plánovaných nákladov na prevádzkovanie systému vypočítaných podľa odseku 2 a celkovej plánovanej koncovej spotreby elektriny na vymedzenom území, [52)](#poznamky.poznamka-52) na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému, a vypočíta sa podľa vzorca

QPvdtps t je celkový plánovaný objem koncovej spotreby elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému,

Kistps t je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému v roku t najviac vo výške 0,95.

Korekcia zostatku neuhradených nákladov vynaložených i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom za rok 2019 v eurách Kprds t i sa vypočíta na

rok 2021 podľa vzorca

Kprds i 2021 = kzprds i 2021 × NN i 2019 ,

rok 2022 podľa vzorca

Kprds i 2022 = kzprds i 2022 × (NN i 2019 – Kprds i 2021 ) + PVtps i 2020 – SVtps i 2020 ,

rok 2023 podľa vzorca

Kprds i 2023 = kzprds i 2023 × (NN i 2019 – Kprds i 2021 ) + PVtps i 2021 – SVtps i 2021 ,

rok 2024 podľa vzorca

Kprds i 2024 = kzprds i 2024 × (NN i 2019 – Kprds i 2021 ) + PVtps i 2022 – SVtps i 2022 ,

rok 2025 podľa vzorca

Kprds i 2025 = kzprds i 2025 × (NN i 2019 – Kprds i 2021 ) + PVtps i 2023 – SVtps i 2023 ,

rok 2026 podľa vzorca

Kprds i 2026 = PVtps i 2024 – SVtps i 2024 ,

rok 2027 podľa vzorca

Kprds i 2027 = PVtps i 2025 – SVtps i 2025 .

Na účel výpočtu korekcie Kprds t i podľa odseku 10 sa veličinami vzorcov rozumejú

kzprds i 2021 je koeficient zahrnutia zostatku neuhradených nákladov vynaložených v roku 2019 prevádzkovateľmi regionálnych distribučných sústav na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom pre rok 2021, ktorého hodnota určená v cenovom konaní pre rok 2021 je väčšia ako 0 a súčasne menšia alebo rovnajúca sa 1,

kzprds i 2022 až kzprds i 2025 je koeficient zahrnutia zostatku neuhradených nákladov vynaložených v roku 2019 prevádzkovateľmi regionálnych distribučných sústav na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom pre roky 2022 až 2025, ktorého hodnoty určené v cenovom konaní pre roky 2022 až 2025 budú schválené alebo určené minimálne vo výške 0,25 počas obdobia najviac štyroch rokov umorovania zostatkovej hodnoty (NN i 2019 - Kprds i 2021 ) neuhradených nákladov vynaložených v roku 2019 prevádzkovateľmi regionálnych distribučných sústav na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom; suma koeficientov zahrnutia (kzprds i 2022 až kzprds i 2025 ) zostatku neuhradených nákladov vynaložených v roku 2019 počas obdobia najviac štyroch rokov sa rovná 1 a koeficient kzprds môže klesnúť pod ročnú hodnotu 0,25 len z dôvodu dynamického umorovania v poslednom roku reálneho nepretržitého umorovania,

NN i 2019 sú neuhradené náklady i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom v eurách v roku 2019, ktoré sa počítajú podľa vzorca

NN i 2019 = SNP i 2019 – PNP i 2019 + PVtps i 2019 – SVtps i 2019 ,

kde

SNP i 2019 sú skutočné náklady i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom v eurách v roku 2019,

PNP i 2019 sú plánované náklady i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom v eurách v roku 2019,

PVtps i 2019 sú plánované výnosy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy z uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému určenej rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách v roku 2019,

SVtps i 2019 sú skutočné výnosy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy z uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému určenej rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách v roku 2019,

PVtps i 2020 sú plánované výnosy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy z uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému určenej rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách v roku 2020,

SVtps i 2020 sú skutočné výnosy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy z uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému určenej rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách v roku 2020,

PVtps i 2021 až PVtps i 2025 sú plánované výnosy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy z uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému určenej rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách,

SVtps i 2021 až SVtps i 2025 sú skutočné výnosy i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy z uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému určenej rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách.

Korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva v eurách Kozekv t sa vypočíta podľa vzorca na

rok 2022

Kozekv 2022 = ONozekv 2021 – OVozekv 2021 ,

rok 2023

Kozekv t = SNozekv t-2 – ONozekv t-2 + OVozekv t-2 – SVozekv t-2 + ONozekv t-1 – PNozekv t-1 + PVozekv t-1 – OVozekv t-1 ,

rok 2024 a ďalšie roky

Na účel výpočtu korekcie Kozekv t podľa odseku 12 sa veličinami vzorcov rozumejú

ONozekv 2021 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok 2021 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa odseku 15 písm. b) tretieho bodu,

OVozekv 2021 sú očakávané výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok 2021 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa odseku 15 písm. b) štvrtého bodu,

SNozekv t-2 sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t-2 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

SNozekv t-2 = SND t-2 + SNP t-2 + SNVE t-2 + SNF t-2 – SFP t-2 + SNDE t-2 ,

kde

SND t-2 sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t-2 v eurách,

SNP t-2 sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t-2 v eurách,

SNVE t-2 sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť výkupcu elektriny v roku t-2 v eurách,

SNF t-2 sú skutočné náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady súvisiace s výkonom regulovaných činností vykonávaných organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou a ďalšie skutočné finančné náklady v roku t-2 v eurách,

SFP t-2 je skutočná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory v roku t-2 v eurách,

SNDE t-2 sú skutočné daňové náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou súvisiace s úhradou straty organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z roku 2020, v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva v roku t-2 v eurách,

ONozekv t-2 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-2 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

ONozekv t-2 = OND t-2 + ONP t-2 + ONVE t-2 + ONF t-2 – OFP t-2 + ONDE t-2 ,

kde

OND t-2 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-2 v eurách,

ONP t-2 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-2 v eurách,

ONVE t-2 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť výkupcu elektriny na rok t-2 v eurách,

ONF t-2 sú očakávané náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady súvisiace s výkonom regulovaných činností vykonávaných organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou a ďalšie očakávané finančné náklady na rok t-2 v eurách,

OFP t-2 je očakávaná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory na rok t-2 v eurách,

ONDE t-2 sú očakávané daňové náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou súvisiace s úhradou straty organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z roku 2020 v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva na rok t-2 v eurách,

OVozekv t-2 sú očakávané výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-2 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

kde

QOKStps t-2 je celková očakávaná koncová spotreba elektriny v MWh na vymedzenom území na rok t-2, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

QPKStps t-2 je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v MWh na vymedzenom území na rok t-2, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

QPvdtpst t-2 je celkový plánovaný objem koncovej spotreby elektriny v MWh, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t-2,

QOvdtpst t-2 je celkový očakávaný objem koncovej spotreby elektriny v MWh, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t-2,

Kistps t-2 je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t-2,

TPS t-2 je tarifa za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,

TPSds i t-2 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,

TPSv t-2 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím úradu pre výrobcu elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába elektrinu z domáceho uhlia, v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,

TPS OTE t-2 je alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,

TPS ost t-2 je alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,

KOKTE t-2 je korekcia zostatku neuhradených nákladov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva za rok 2020 v eurách na rok t-2,

SVozekv t-2 sú skutočné výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t-2 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

kde

QSKStps t-2 je celková skutočná koncová spotreba elektriny v MWh na vymedzenom území v roku t-2, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

QPKStps t-2 je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v MWh na vymedzenom území na rok t-2, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

QPvdtpst t-2 je celkový plánovaný objem koncovej spotreby elektriny v MWh, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t-2,

QSvdtpst t-2 je celkový skutočný objem koncovej spotreby elektriny v MWh, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému v roku t-2,

Kistps t-2 je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému v roku t-2,

TPS t-2 je tarifa za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,

TPSds i t-2 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,

TPSv t-2 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím úradu pre výrobcu elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába elektrinu z domáceho uhlia, v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,

TPS OTE t-2 je alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,

TPS ost t-2 je alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-2,

KOKTE t-2 je korekcia zostatku neuhradených nákladov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva za rok 2020 v eurách na rok t-2,

ONozekv t-1 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-1 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

ONozekv t-1 = OND t-1 + ONP t-1 + ONVE t-1 + ONF t-1 – OFP t-1 + ONDE t-1 ,

kde

OND t-1 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-1 v eurách,

ONP t-1 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-1 v eurách,

ONVE t-1 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť výkupcu elektriny na rok t-1 v eurách,

ONF t-1 sú očakávané náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady súvisiace s výkonom regulovaných činností vykonávaných organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou a ďalšie očakávané finančné náklady na rok t-1 v eurách,

OFP t-1 je očakávaná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory na rok t-1 v eurách,

ONDE t-1 sú očakávané daňové náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou súvisiace s úhradou straty organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z roku 2020 v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva na rok t-1 v eurách,

PNozekv t-1 sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-1 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

PNozekv t-1 = PND t-1 + PNP t-1 + PNVE t-1 + PNF t-1 – PFP t-1 + PNDE t-1 ,

kde

PND t-1 sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-1 v eurách,

PNP t-1 sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-1 v eurách,

PNVE t-1 sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť výkupcu elektriny na rok t-1 v eurách,

PNF t-1 sú plánované náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady súvisiace s výkonom regulovaných činností vykonávaných organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou a ďalšie plánované finančné náklady na rok t-1 v eurách,

PFP t-1 je plánovaná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory na rok t-1 v eurách,

PNDE t-1 sú plánované daňové náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou súvisiace s úhradou straty organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z roku 2020 v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva na rok t-1 v eurách,

PVozekv t-1 sú plánované výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok t-1 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

kde

QPKStps t-1 je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v MWh na vymedzenom území na rok t-1, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

QPvdtpst t-1 je celkový plánovaný objem koncovej spotreby elektriny v MWh, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t-1,

Kistps t-1 je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t-1,

TPS t-1 je tarifa za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-1,

TPSds i t-1 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-1,

TPSv t-1 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím úradu pre výrobcu elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába elektrinu z domáceho uhlia, v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-1,

TPS OTE t-1 je alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-1,

TPS ost t-1 je alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-1,

KOKTE t-1 je korekcia zostatku neuhradených nákladov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva za rok 2020 v eurách na rok t-1,

OVozekv t-1 sú očakávané výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t-1 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

kde

QOKStps t-1 je celková očakávaná koncová spotreba elektriny v MWh na vymedzenom území na rok t-1, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

QPKStps t-1 je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v MWh na vymedzenom území na rok t-1, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

QPvdtpst t-1 je celkový plánovaný objem koncovej spotreby elektriny v MWh, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t-1,

QOvdtpst t-1 je celkový očakávaný objem koncovej spotreby elektriny v MWh, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t-1,

Kistps t-1 je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t-1,

TPS t-1 je tarifa za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-1,

TPSds i t-1 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-1,

TPSv t-1 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím úradu pre výrobcu elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába elektrinu z domáceho uhlia, v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-1,

TPS OTE t-1 je alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-1,

TPS ost t-1 je alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t-1,

KOKTE t-1 je korekcia zostatku neuhradených nákladov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva za rok 2020 v eurách na rok t-1,

kznozekv t-1 je koeficient zahrnutia zostatku neuhradených nákladov vynaložených organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom pre rok t-1,

Kozekv t-1 je korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva v roku t-1 v eurách,

kznozekv t je koeficient zahrnutia zostatku neuhradených nákladov vynaložených organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom pre rok t, ak ich objem presiahne hranicu 10 000 000 eur, ktorého hodnota určená v cenovom konaní pre roky 2023 až 2026 bude schválená alebo určená minimálne vo výške 0,25 a najneskôr pre rok 2027 vo výške 1.

Korekcia neuhradených nákladov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva za rok 2020 v eurách KOKTE t sa vypočíta na

rok 2022 podľa vzorca

KOKTE 2022 = kznnozekv 2022 × NNozekv 2020 – ONozekv 2021 + OVozekv 2021 ,

rok 2023 podľa vzorca

KOKTE 2023 = kznnozekv 2023 × NNozekv 2020 ,

rok 2024 podľa vzorca

KOKTE 2024 = kznnozekv 2024 × NNozekv 2020 + PVkokte 2022 – SVkokte 2022 ,

rok 2025 podľa vzorca

KOKTE 2025 = kznnozekv 2025 × NNozekv 2020 + PVkokte 2023 – SVkokte 2023 ,

rok 2026 podľa vzorca

KOKTE 2026 = PVkokte 2024 – SVkokte 2024 ,

rok 2027 podľa vzorca

KOKTE 2027 = PVkokte 2025 – SVkokte 2025 .

Na účel výpočtu korekcie KOKTE t podľa odseku 14 sa veličinami vzorcov rozumejú

kznnozekv 2022 až kznnozekv 2025 sú koeficienty zahrnutia zostatku neuhradených nákladov vynaložených organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva za rok 2020 pre roky 2022 až 2025, ktorých hodnoty určené v cenovom konaní pre roky 2022 až 2025 budú schválené alebo určené minimálne vo výške 0,25 počas obdobia najviac štyroch rokov umorovania zostatkovej hodnoty neuhradených nákladov vynaložených organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva za obdobie roka 2020; suma koeficientov kznnozekv 2022 až kznnozekv 2025 sa rovná 1 a hodnoty koeficientov kznnozekv 2022 až kznnozekv 2025 môžu klesnúť pod ročnú hodnotu 0,25 len z dôvodu dynamického umorovania v poslednom roku reálneho nepretržitého umorovania,

NNozekv 2020 je zostatková časť neuhradených nákladov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva za obdobie roka 2020 v eurách, ktoré sa počítajú podľa vzorca

NNozekv 2020 = SNozekv 2020 – SVozekv 2020 + ONozekv 2021 – OVozekv 2021 ,

kde

SNozekv 2020 sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku 2020 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

SNozekv 2020 = SND 2020 + SNP 2020 + SNVE 2020 + SNF 2020 – SFP 2020 ,

kde

SND 2020 sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku 2020 v eurách,

SNP 2020 sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku 2020 v eurách,

SNVE 2020 sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť výkupcu elektriny v roku 2020 v eurách,

SNF 2020 sú skutočné náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady súvisiace s výkonom regulovaných činností vykonávaných organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou a ďalšie skutočné finančné náklady v roku 2020 v eurách,

SFP 2020 je skutočná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory v roku 2020 v eurách,

SVozekv 2020 sú skutočné výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku 2020 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

kde

QSKStps 2020 je celková skutočná koncová spotreba elektriny v MWh na vymedzenom území v roku 2020, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

QSvdtpst 2020 je celkový skutočný objem koncovej spotreby elektriny v MWh, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému v roku 2020,

Kistps 2020 je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému v roku 2020,

TPS 2020 je tarifa za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2020,

TPSv 2020 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím úradu pre výrobcu elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába elektrinu z domáceho uhlia, v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2020,

TPS OTE 2020 je alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2020,

TPSds i 2020 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2020,

TPS ost 2020 je alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2020,

ONozekv 2021 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok 2021 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

ONozekv 2021 = OND 2021 + ONP 2021 + ONVE 2021 + ONF 2021 – OFP 2021 ,

kde

OND 2021 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok 2021 v eurách,

ONP 2021 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok 2021 v eurách,

ONVE 2021 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť výkupcu elektriny na rok 2021 v eurách,

ONF 2021 sú očakávané náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady súvisiace s výkonom regulovaných činností vykonávaných organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou a ďalšie skutočné finančné náklady na rok 2021 v eurách,

OFP 2021 je očakávaná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory na rok 2021 v eurách,

OVozekv 2021 sú očakávané výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému určenej na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou na rok 2021 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

kde

QOKStps 2021 je celková očakávaná koncová spotreba elektriny v MWh na vymedzenom území na rok 2021, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

QOvdtpst 2021 je celkový očakávaný objem koncovej spotreby elektriny v MWh, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok 2021,

Kistps 2021 je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok 2021,

TPS 2021 je tarifa za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2021,

TPSds i 2021 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2021,

TPSv 2021 je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím úradu pre výrobcu elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába elektrinu z domáceho uhlia, v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2021,

TPS OTE 2021 je alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2021,

TPS ost 2021 je alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2021,

PVkokte 2022 až PVkokte 2025 sú plánované výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému určenej pre roky 2022 až 2025 na korekciu zostatku neuhradených nákladov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva za rok 2020 v eurách,

SVkokte 2022 až SVkokte 2025 sú skutočné výnosy organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému určenej pre roky 2022 až 2025 na korekciu zostatku neuhradených nákladov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva za rok 2020 v eurách.

Tarifa za prevádzkovanie systému TPS t môže byť diferencovaná na viaceré hodnoty sadzieb TPS i,t , ktoré sa uplatnia individuálne pre jednotlivé skupiny koncových odberateľov elektriny podľa množstva koncovej spotreby elektriny v odbernom mieste, pričom platí

kde

TPS i,t je sadzba tarify za prevádzkovanie systému uplatnená na koncovú spotrebu elektriny v i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny v eurách na megawatthodinu v roku t,

QKS i,t je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny v megawatthodinách v roku t,

k je celkový počet skupín odberných miest odberateľov elektriny v roku t, pričom

skupina 1 sú odberné miesta s očakávanou koncovou spotrebou elektriny za rok t-1 do 1 GWh vrátane,

skupina 2 sú odberné miesta s očakávanou koncovou spotrebou elektriny za rok t-1 nad 1 GWh do 100 GWh vrátane,

skupina 3 sú odberné miesta s očakávanou koncovou spotrebou elektriny za rok t-1 nad 100 GWh,

NPS t sú plánované náklady na prevádzkovanie systému v roku t, ktoré sa vypočítajú podľa [§ 12 ods. 2.]

Plánované náklady na prevádzkovanie systému v roku t sa vypočítajú podľa vzorca

DOP t je pevná cena elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v roku t v eurách za megawatthodinu,

QDE t je plánovaný objem elektriny určený rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrábať elektrinu z domáceho uhlia a dodávať elektrinu vyrobenú z domáceho uhlia na rok t,

Nozekv t sú celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t,

PNOT t sú schválené alebo určené plánované náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť nákladov na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na rok t,

Nokte t sú náklady na výkon ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku t.

Celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t sa vypočítajú podľa vzorca

kde

PND t sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

PQD t i je plánované množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť doplatok, vyrobenej v roku t v i-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou, v jednotkách množstva elektriny,

CEPSD t i je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre i-te zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,

PCVE t je plánovaná priemerná cena vykupovanej elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,

n je počet zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t,

PNDt=∑i=1nPQDti×max0;CEPSDti-PCVEt ,

kde

PNP t sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

PQP t i je plánované množstvo elektriny, na ktoré je možné uplatniť príplatok, vyrobenej v roku t v i-tom zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou, v jednotkách množstva elektriny,

CEPSP t i je cena elektriny pre stanovenie príplatku pre i-te zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,

PCVE t je plánovaná priemerná cena vykupovanej elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,

n je počet zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t,

PNPt=∑i=1nPQPti×max0;CEPSPti-PCVEt ,

kde

PNVE t sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť výkupcu elektriny v roku t v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca

PQEv t i je plánované množstvo elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny [50e)](#poznamky.poznamka-50e) a prevzatím zodpovednosti za odchýlku [50f)](#poznamky.poznamka-50f) vykúpenej i-tým výkupcom elektriny v režime prenesenej zodpovednosti za odchýlku v jednotkách množstva elektriny v roku t,

PUCVE t i je plánovaná úhrada za činnosť i-teho výkupcu elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,

PNVE t i sú plánované nadvýnosy i-teho výkupcu elektriny z vykúpenej elektriny v eurách na rok t,

i je počet výkupcov elektriny v roku t,

PNVEt=∑i=1nPQEvti×PUCVEti-PNVEti ,

kde

PNF t sú plánované náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady súvisiace s výkonom regulovaných činností vykonávaných organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v roku t v eurách,

PFP t je plánovaná výška finančných prostriedkov poskytnutých na rok t ministerstvom hospodárstva na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory v roku t v eurách,

Kprds t i je korekcia zostatku neuhradených nákladov vynaložených i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom za rok 2019 v eurách, ktorá sa vypočíta podľa odseku 10,

n je počet prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav,

Kozekv t je korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva v eurách v roku 2020, ktorá sa vypočíta podľa odseku 12,

PNDE t sú plánované daňové náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou, súvisiace s úhradou straty organizátora krátkodobého trhu s elektrinou z roku 2020 v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva v roku t v eurách,

KOKTE t je korekcia zostatku neuhradených nákladov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s doplatkom, príplatkom, úhradou za činnosť výkupcu elektriny a prostriedkami poskytnutými ministerstvom hospodárstva za rok 2020 v eurách, ktorá sa vypočíta podľa odseku 14.

Pre odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za prevádzkovanie systému TPS t v eurách na jednotku množstva elektriny za prenesenú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej v jeho vlastnom zariadení na výrobu elektriny a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny tohto odberateľa elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez použitia prenosovej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy.

Pre odberateľa elektriny pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy sa uplatňuje tarifa za prevádzkovanie systému TPS t za distribuovanú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej v jeho vlastnom zariadení na výrobu elektriny a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny tohto odberateľa elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy.

Pre odberateľa elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy sa uplatňuje tarifa za prevádzkovanie systému TPS t za všetku elektrinu odobratú z nadradenej sústavy a distribuovanú odberateľom elektriny pripojeným do tejto miestnej distribučnej sústavy vrátane elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej sústavy a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny alebo dodanej odberateľom elektriny bez použitia nadradenej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej distribučnej sústavy.

Pre odberateľa elektriny, ktorý odoberá elektrinu od výrobcu elektriny bez použitia prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy, sa výrobcom elektriny uplatňuje tomuto odberateľovi elektriny tarifa za prevádzkovanie systému TPS t na celé množstvo takto odobratej elektriny. Ak výrobca nie je subjektom zúčtovania, uhradia sa platby uplatnené u odberateľa elektriny účastníkovi trhu, ktorý za výrobcu prevzal zodpovednosť za odchýlku.

Tarifa za prevádzkovanie systému sa neuplatňuje na straty elektriny v sústave, za vlastnú spotrebu prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní sústavy, za vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy, ani za spotrebu elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach. Tarifa za prevádzkovanie systému sa neuplatňuje za spotrebu elektriny pri skúškach po ukončení výstavby zariadenia na výrobu elektriny pred jeho uvedením do prevádzky, ak takéto skúšky sú vykonané prostredníctvom odberu elektriny z prenosovej sústavy. Tarifa za prevádzkovanie systému sa neuplatňuje na elektrinu vyrobenú v zariadení na kombinovanú výrobu a spotrebovanú na účely výroby tepla z obnoviteľných zdrojov energie využitého v centralizovanom zásobovaní teplom, ak ide o zariadenie s celkovým inštalovaným výkonom do 1 MW, z ktorého sa využije najmenej 60 % vyrobeného tepla na dodávku tepla centralizovaným zásobovaním teplom a úspora primárnej energie dosahuje najmenej 10 %, elektrinu vyrobenú v zariadení na kombinovanú výrobu a spotrebovanú na účely výroby tepla z obnoviteľných zdrojov energie využitého v centralizovanom zásobovaní teplom, ak celkový inštalovaný výkon pred rekonštrukciou alebo modernizáciou technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny je menší ako 125 MW a elektrinu vyrobenú v lokálnom zdroji a spotrebovanú v odbernom mieste identickom s odovzdávacím miestom lokálneho zdroja.

Na účely cenovej regulácie sa do 30. apríla roku t predkladajú organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou, prevádzkovateľmi prenosovej sústavy a distribučných sústav údaje o skutočných množstvách elektriny v roku t-1, očakávaných množstvách elektriny v roku t a plánovaných množstvách elektriny na rok t+1 prepravenej koncovým odberateľom elektriny, ako aj údaje o skutočných nákladoch a skutočných výnosoch za prevádzkovanie systému v roku t-1.

Individuálna sadzba tarify za prevádzkovanie systému na rok t sa uplatňuje ako koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t Kistpst, ktorý sa uplatňuje na koncovú spotrebu elektriny koncového odberateľa elektriny, pre ktorého je individuálna sadzba tarify za prevádzkovanie systému určená. [52a)](#poznamky.poznamka-52a)

Údaje podľa odseku 9 písm. c) až e) sa uvádzajú v rozsahu a štruktúre podľa [prílohy č. 9] .

Individuálna sadzba tarify za prevádzkovanie systému podľa odseku 1 sa uplatňuje na koncovú spotrebu koncového odberateľa elektriny, ktorý predloží úradu správu [52b)](#poznamky.poznamka-52b) a preukáže, že najmenej 80 % jeho koncovej spotreby elektriny zodpovedá niektorému z kódov činnosti podniku alebo ich kombinácii podľa štatistickej klasifikácie ekonomických činností [52c)](#poznamky.poznamka-52c) uvedených v zozname podľa [prílohy č. 8] a zároveň jeho elektroenergetická náročnosť podľa odseku 3 sa rovná alebo je väčšia ako elektroenergetická náročnosť podľa odseku 8.

Elektroenergetická náročnosť podniku v percentách sa vypočíta podľa vzorca

kde

E je spotreba elektriny koncového odberateľa elektriny v MWh, ktorá sa určí podľa odseku 4,

C je cena elektriny v eurách/MWh, ktorá sa určí podľa odseku 5,

HPH je hrubá pridaná hodnota podniku v eurách, ktorá sa určí ako aritmetický priemer hodnôt hrubej pridanej hodnoty podniku za posledné tri kalendárne roky vypočítaných podľa odseku 6.

Spotreba elektriny koncového odberateľa elektriny E sa určí ako aritmetický priemer hodnôt koncovej spotreby elektriny koncového odberateľa elektriny za posledné tri kalendárne roky.

Cena elektriny C je aritmetický priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov mimo domácnosti v kategórii spotreby od 500 MWh do 1 999 MWh vrátane daní a poplatkov, v roku t-2 v eurách/MWh, bez dane z pridanej hodnoty zverejnených Eurostatom pre Slovenskú republiku.

Hrubá pridaná hodnota podniku v kalendárnom roku HPH sa určí podľa vzorca

kde

TVVT sú tržby za vlastné výkony a tovar [kalendárny rok/euro],

AHNIM je aktivácia hmotného a nehmotného investičného majetku [kalendárny rok/euro],

OPV sú ostatné prevádzkové výnosy bez výnosov z odpísaných pohľadávok, výnosov z predaja pohľadávok, výnosov z postúpených pohľadávok a výnosov z faktoringu [kalendárny rok/euro],

ZSZ je zmena stavu zásob [kalendárny rok/euro],

NTS sú náklady na nákup tovaru, materiálu, energie a služieb bez nákladov na personálny lízing a nákladov na operatívny lízing [kalendárny rok/euro],

CDV sú clá a dane súvisiace s výrobou a iné dane z výrobkov, ktoré súvisia s tržbami, ale nie sú odpočítateľné [kalendárny rok/euro].

Minimálna požadovaná výška elektroenergetickej náročnosti podniku na určenie individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému EENp t je pre rok 2020 určená vo výške 100 % a pre nasledujúce roky sa vypočíta v percentách podľa vzorca

kde

EENp t-1 je minimálna požadovaná výška elektroenergetickej náročnosti podniku pre určenie individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému v roku t-1 v percentách,

kzce t je koeficient zmeny cien elektriny pre rok t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

kde

CE eurostat,t-2 je aritmetický priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov mimo domácnosti v kategórii spotreby od 500 MWh do 1 999 MWh vrátane daní a poplatkov, v roku t-2 v eurách/MWh, bez dane z pridanej hodnoty zverejnených Eurostatom pre Slovenskú republiku,

CE eurostat,t-3 je aritmetický priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov mimo domácnosti v kategórii spotreby od 500 MWh do 1 999 MWh vrátane daní a poplatkov, v roku t-3 v eurách/MWh, bez dane z pridanej hodnoty zverejnených Eurostatom pre Slovenskú republiku.

Na výpočty podľa odsekov 2 až 4 sa používajú aritmetické priemery údajov koncového odberateľa elektriny za obdobie posledných troch kalendárnych rokov v štruktúre podľa [prílohy č. 9] . Ak koncový odberateľ elektriny vykonáva činnosť menej ako tri kalendárne roky, použijú sa aritmetické priemery údajov za dva kalendárne roky, za ktoré sú údaje k dispozícii. Ak koncový odberateľ elektriny vykonáva činnosť menej ako dva kalendárne roky, použijú sa údaje za jeden kalendárny rok, za ktorý sú údaje k dispozícii.

Správa, [52b)](#poznamky.poznamka-52b) ktorú vypracúva koncový odberateľ elektriny, obsahuje:

pri právnickej osobe obchodné meno, sídlo a identifikačné číslo organizácie, ak je pridelené, a pri fyzickej osobe – podnikateľovi meno a priezvisko, miesto podnikania a identifikačné číslo organizácie, ak je pridelené,

potvrdenie alebo vyhlásenie o výške koncovej spotreby elektriny koncového odberateľa elektriny v MWh, ak

je koncový odberateľ elektriny subjektom zúčtovania, potvrdenie o výške koncovej spotreby elektriny vystavené organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou,

nie je koncový odberateľ elektriny subjektom zúčtovania, potvrdenie o výške koncovej spotreby elektriny vystavené dodávateľom elektriny, ktorý za odberné miesta koncového odberateľa elektriny prebral zodpovednosť za odchýlku,

je koncový odberateľ elektriny výrobcom elektriny a vyrobenú elektrinu spotrebúva pre vlastnú spotrebu, vyhlásenie o výške koncovej spotreby elektriny vypracované koncovým spotrebiteľom,

koncový odberateľ elektriny spĺňa viacero podmienok podľa prvého bodu, druhého bodu alebo tretieho bodu a na preukázanie splnenia podmienky podľa osobitného predpisu [52d)](#poznamky.poznamka-52d) nepostačuje jedno potvrdenie alebo vyhlásenie, bude súčasťou správy viacero potvrdení alebo vyhlásení,

výšku elektroenergetickej náročnosti podniku v percentách vypočítanú podľa odseku 3,

údaje potrebné na výpočet výšky elektroenergetickej náročnosti podniku podľa [prílohy č. 9] tabuľky č. 3:

hrubá pridaná hodnota podniku,

aritmetický priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov mimo domácnosti v kategórii spotreby od 500 MWh do 1 999 MWh vrátane daní a poplatkov, v roku t-2 v eurách/MWh, bez dane z pridanej hodnoty zverejnených Eurostatom pre Slovenskú republiku,

koncová spotreba elektriny podniku v MWh,

údaje potrebné na výpočet hrubej pridanej hodnoty podniku vypočítanej podľa odseku 6 a [prílohy č. 9] tabuľky č. 1:

tržby za vlastné výkony a tovar v eurách,

aktivácia hmotného a nehmotného investičného majetku v eurách,

ostatné prevádzkové výnosy v eurách,

výnosy z odpísaných pohľadávok, z predaja pohľadávok, z postúpených pohľadávok, z faktoringu a akékoľvek ďalšie výnosy súvisiace s postúpením pohľadávok v eurách,

zmena stavu zásob v eurách,

náklady na nákup tovaru materiálu, energie a služieb v eurách,

náklady na personálny lízing v eurách,

náklady na operatívny lízing v eurách,

clá a dane súvisiace s výrobou a iné dane z výrobkov, ktoré súvisia s tržbami, ale nie sú odpočítateľné v eurách,

ostatné údaje na posúdenie nároku na určenie individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému podľa [prílohy č. 9] tabuľky č. 2:

výšku koncovej spotreby elektriny zodpovedajúcu jednotlivým kódom činnosti podniku podľa štatistickej klasifikácie ekonomických činností uvedených v [prílohe č. 8] v MWh,

podiel súčtu koncovej spotreby elektriny podniku podľa prvého bodu a koncovej spotreby podniku podľa písmena d) tretieho bodu v percentách,

potvrdenie vyhotovené znalcom v odbore Elektroenergetika – Elektroenergetické stroje a zariadenia alebo Energetika – Regulácia a riadenie sieťových odvetví preukazujúce správnosť výpočtu hodnoty vypočítanej podľa písmena f) druhého bodu.

Ak účastník trhu s elektrinou zvolil pre svoje odberné alebo odovzdávacie miesto režim prenesenej zodpovednosti za odchýlku, uhrádza sa platba za prevádzkovanie systému účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za jeho odberné alebo odovzdávacie miesto prevzal zodpovednosť za odchýlku.

Ak účastník trhu s elektrinou prevzal zodpovednosť za odchýlku za odberné alebo odovzdávacie miesto iného účastníka trhu s elektrinou a nie je subjektom zúčtovania, uhrádza sa platba za prevádzkovanie systému účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za neho prevzal zodpovednosť za odchýlku.

Skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom mieste alebo odovzdávacom mieste QSKSnpsoom t , za ktorú sa za odberné miesto a odovzdávacie miesto uhrádzajú náklady na prevádzkovanie systému, sa vypočíta podľa vzorca

kde

QSKStpsoom t je celková skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom mieste alebo odovzdávacom mieste v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

QSvdtpsoom t je celkový skutočný objem koncovej spotreby elektriny na odbernom mieste alebo odovzdávacom mieste v jednotkách množstva elektriny v roku t, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému; koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému sa uplatňuje na koncovú spotrebu elektriny koncových odberateľov elektriny, ktorým úrad určil individuálnu sadzbu tarify za prevádzkovanie systému na rok t podľa osobitného predpisu, [52a)](#poznamky.poznamka-52a)

Kistps t je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému, ktorého hodnota sa určí maximálne vo výške 0,95.

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 4 a [§ 15 až 17] sa vzťahuje za výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou.

Súčasťou návrhu ceny sú

návrh cien alebo taríf za výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok ich pridelenia,

údaje potrebné na preverenie taríf za rok t-2 v tomto členení:

údaje za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok,

údaje za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou,

údaje za ostatné činnosti vykonávané organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou,

plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,

výpočty a údaje podľa [§ 15 až 17] týkajúce sa výkonu činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,

doklad preukazujúci schválenie návrhu ceny najvyšším orgánom obchodnej spoločnosti alebo družstva alebo spoločníkmi verejnej obchodnej spoločnosti alebo spoločníkmi komanditnej spoločnosti regulovaného subjektu,

podklady podľa [prílohy č. 2] ,

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.

Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.

Ak úrad v roku t-2 nevydá s účinnosťou od roka t-1 nové cenové rozhodnutie alebo zmenu posledného cenového rozhodnutia, údaje podľa odseku 2 písm. b) sa poskytujú aj za všetky roky predchádzajúce roku t-2, za ktoré neboli v schválenom cenovom rozhodnutí zohľadnené.

Pre subjekty zúčtovania sa uplatňujú tarify za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v štvrťhodinovom rozlíšení, kde maximálny výnos PPZOt z týchto platieb v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca

PPZO t = PNZO t + POZO t + RAB t x WACC + INVZO t – KZO t ,

kde

PNZO t sú schválené alebo určené plánované prevádzkové ročné náklady súvisiace so zúčtovaním, vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok zúčtovateľa odchýlok v eurách v roku t,

POZO t sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t súvisiace s regulovanou činnosťou z plánovanej hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívanej pre regulovanú činnosť v roku t,

RAB t je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív využívanej v súvislosti so zúčtovaním, s vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok zúčtovateľa odchýlok k 31. decembru roku t-1,

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na roky 2017 až 2022 určená podľa [§ 5 ods. 2] a [3] ,

INVZO t je faktor investícií v eurách v roku t, ktorého hodnota sa vypočíta podľa vzorca

SOzo t-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených alebo určených investícií v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných v súvislosti so zúčtovaním, s vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok v roku t-2,

POzo t-2 sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícií v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných v súvislosti so zúčtovaním, s vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok v roku t-2,

INVZO t = SOzo t-2 - POzo t-2 ,

kde

KZO t je faktor vyrovnania v eurách na rok t; KZO t sa vypočíta podľa vzorca

PZO t-2 je ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania odchýlok v eurách v roku t-2 určená pre subjekt zúčtovania odchýlok, ktorý si zvolil režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,

Q RE t-2 je celkový plánovaný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2.

SQ SZ t-2 je skutočný počet subjektov zúčtovania odchýlok v roku t-2, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok,

SQ PZ t-2 je skutočný počet subjektov v roku t-2, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,

Q SZ t-2 je predpokladaný počet subjektov zúčtovania odchýlok v roku t-2, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok,

Q PZ t-2 je predpokladaný počet subjektov v roku t-2, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,

TZO t-2 je tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v eurách za jednotku množstva elektriny v roku t-2 určená pre subjekt zúčtovania odchýlok, ktorý si zvolil režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,

SQ DD t-2 je celkový skutočný objem dohodnutého množstva elektriny, ktorý sa vypočíta ako suma zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov, bilančných skupín subjektov zúčtovania odchýlok, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, podľa denných diagramov v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

SQ RE t-2 je celkový skutočný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

Q DD t-2 je celkový plánovaný objem dohodnutého množstva elektriny, ktorý sa vypočíta ako suma zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov, bilančných skupín subjektov zúčtovania odchýlok, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, podľa denných diagramov v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,

kde

Ak úrad v roku t-2 nevydá s účinnosťou od roka t-1 nové cenové rozhodnutie alebo zmenu posledného cenového rozhodnutia, v údajoch podľa odseku 1 písm. e) prvého bodu a druhého bodu a písm. f) prvého bodu až desiateho bodu sa zohľadnia aj údaje za všetky roky predchádzajúce roku t-2, ktoré neboli v poslednom cenovom rozhodnutí zohľadnené.

Ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania odchýlok PZO t v eurách v roku t určená pre subjekt zúčtovania odchýlok, ktorý si zvolil režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa vypočíta podľa vzorca

Tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZO t v eurách za jednotku množstva elektriny v roku t určená pre subjekt zúčtovania odchýlok, ktorý si zvolil režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktorý má uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekt, ktorý poskytuje podporné služby, ale má prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa vypočíta podľa vzorca

Pre subjekty zúčtovania, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, a pre subjekty, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa uplatňuje ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania odchýlok PZO t podľa odseku 2 v eurách v roku t.

Pre subjekty zúčtovania, ktoré si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok, sa uplatňuje tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZO t podľa odseku 3 k jednotke množstva elektriny dohodnutého množstva elektriny ich bilančných skupín podľa denných diagramov v roku t.

Pre subjekty, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa uplatňuje tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZO t podľa odseku 3 k jednotke množstva elektriny objemu poskytnutej regulačnej elektriny určeného prevádzkovateľom prenosovej sústavy v roku t.

Pre subjekty zúčtovania, ktoré majú s organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou uzatvorenú zmluvu o prístupe a podmienkach účasti na organizovanom krátkodobom trhu s elektrinou, sa uplatňujú tarify za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou, pričom schválený alebo určený maximálny výnos VOTEt z týchto platieb a z alikvotnej časti výnosu z tarify za prevádzkovanie systému v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca

VOTE t = PNOTE t + POOTE t + RAB t x WACC + INVOTE t - KOTE t ,

kde

PNOTE t sú schválené alebo určené plánované prevádzkové ročné náklady súvisiace s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na rok t,

POOTE t sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t súvisiace s regulovanou činnosťou z plánovanej hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívanej pre regulovanú činnosť v roku t,

RAB t je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív využívanej v súvislosti s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou k 31. decembru roku t-1,

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na roky 2017 až 2022 určená podľa [§ 5 ods. 2] a [3] ,

INVOTE t je faktor investícií v eurách v roku t, ktorého hodnota sa vypočíta podľa vzorca

SOote t-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených alebo určených investícií v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných v súvislosti s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2,

POote t-2 sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícií v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných v súvislosti s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2,

INVOTE t = SOote t-2 - POote t-2 ,

kde

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

Tarifa za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou TOTE t schválená alebo určená cenovým rozhodnutím na rok t v eurách za jednotku množstva elektriny nakúpenej a predanej účastníkom krátkodobého trhu s elektrinou sa vypočíta podľa vzorca

QPvdtps t je celkový plánovaný objem koncovej spotreby elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému,

Kistps t je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t najviac vo výške 0,95.

Faktor vyrovnania KOTE t v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca

kde

SQ ote t-2 je skutočný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2,

Q ote t-2 je plánovaný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2,

FPOTE t-2 je ročná fixná platba v eurách určená na rok t-2 cenovým rozhodnutím pre subjekt zúčtovania, ktorý je účastníkom organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou,

SQOTE t-2 je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 nakúpenej a predanej účastníkom krátkodobého trhu s elektrinou,

QOTE t-2 je plánované schválené množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 nakúpenej na krátkodobom trhu s elektrinou,

TOTE t-2 je tarifa za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou schválená alebo určená cenovým rozhodnutím na rok t-2 v eurách za jednotku množstva elektriny nakúpenej na krátkodobom trhu s elektrinou,

SVTPS t-2 ote sú skutočné výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t-2,

PVTPS t-2 ote sú plánované výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t-2.

Ak úrad v roku t-2 nevydá s účinnosťou od roka t-1 nové cenové rozhodnutie alebo zmenu posledného cenového rozhodnutia, v údajoch podľa odseku 1 písm. e) prvého bodu a druhého bodu a odseku 3 písm. a) až h) sa zohľadnia aj údaje za všetky roky predchádzajúce roku t-2, ktoré neboli v poslednom cenovom rozhodnutí zohľadnené.

Celkové plánované náklady a zisk za výkon ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku t Noktet sa vypočítajú podľa vzorca

Noktet=PNt+POt+RABt×WACC+INVostt-PVzpt-PVzat-KOTt,

kde

PN t sú schválené alebo určené plánované ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady súvisiace so správou, zberom a sprístupňovaním nameraných údajov, s centrálnou fakturáciou taríf, s organizovaním a zúčtovaním podpory elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou a s evidenciou, prevodmi a organizovaním trhu so zárukami pôvodu z obnoviteľných zdrojov energie a zárukami pôvodu elektriny vyrobenej vysoko účinnou kombinovanou výrobou (ďalej len „záruky pôvodu“) vykonávanými organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t,

PO t sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t súvisiace so správou, zberom a sprístupňovaním nameraných údajov, s centrálnou fakturáciou taríf, s organizovaním a zúčtovaním podpory elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou a s evidenciou, prevodmi a organizovaním trhu so zárukami pôvodu vykonávanými organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou z plánovanej hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívanej pre regulovanú činnosť v roku t,

RAB t je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív využívanej v súvislosti so správou, zberom a sprístupňovaním nameraných údajov, s centrálnou fakturáciou taríf, s organizovaním a zúčtovaním podpory elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou a s evidenciou, prevodmi a organizovaním trhu so zárukami pôvodu vykonávanými organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou k 31. decembru roku t-1,

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na roky 2017 až 2022 určená podľa [§ 5 ods. 2] a [3] ,

INVost t je faktor investícií v eurách na rok t; ktorého hodnota sa vypočíta podľa vzorca

SO t-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách zo skutočnej hodnoty schválených alebo určených investícií v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť období roku t-2,

PO t-2 sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícií v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť v období roku t-2,

INVost t = SO t-2 - PO t-2 ,

kde

PVzp t je plánovaný výnos z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu a za prevody záruk pôvodu v eurách v roku t,

PVza t je plánovaný výnos z predaja záruk pôvodu, na ktoré bude uplatnené právo na podporu doplatkom alebo príplatkom v eurách v roku t,

KOT t je korekcia organizátora krátkodobého trhu s elektrinou zo správy, zberu a sprístupňovania nameraných údajov, z centrálnej fakturácie taríf, z organizovania a zúčtovania podpory elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou a z evidencie, prevodov a organizovania trhu so zárukami pôvodu vykonávanými organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t, ktorá sa vypočíta podľa odseku 3.

Celkové plánované náklady a zisk za výkon ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku t Nokte t sa uplatňujú z tarify za prevádzkovanie systému. Alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca

kde

QPKStps t je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

QPvdtps t je celkový plánovaný objem koncovej spotreby elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému,

Kistps t je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t najviac vo výške 0,95.

Korekcia organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách sa vypočíta podľa vzorca

kde

SVzp t-2 je skutočný výnos z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu a za prevody záruk pôvodu v eurách v roku t-2,

PVzp t-2 je plánovaný výnos z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu a za prevody záruk pôvodu v eurách v roku t-2,

SVza t-2 je skutočný výnos z predaja záruk pôvodu, na ktoré bolo uplatnené právo na podporu doplatkom alebo príplatkom v eurách v roku t-2,

PVza t-2 je plánovaný výnos z predaja záruk pôvodu, na ktoré bude uplatnené právo na podporu doplatkom alebo príplatkom v eurách v roku t-2,

SVTPSost t-2 sú skutočné výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t-2,

PVTPSost t-2 sú plánované výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t-2.

Podmienky uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému účastníkmi trhu s elektrinou.

Náklady na prevádzkovanie systému NPSsz sa organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou vyúčtujú všetkým subjektom zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku daňovým dokladom mesačne k 15. dňu nasledujúceho mesiaca a sú vypočítané podľa vzorca

kde

NPSsz i sú náklady na prevádzkovanie systému pre i-ty subjekt zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku,

TPS t je tarifa za prevádzkovanie systému v roku t,

QSKStpssz i je skutočná celková koncová spotreba elektriny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

QSvdtpssz na i je celkový skutočný objem koncovej spotreby elektriny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému,

Kistps t je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t, ktorého hodnotu určí úrad maximálne vo výške 0,95.

Náklady na prevádzkovanie systému sa neuplatňujú za celkovú koncovú spotrebu elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach ani malým výrobcom elektriny, ktorí nepodnikajú v energetike podľa osobitného predpisu. [53)](#poznamky.poznamka-53) Náklady na prevádzkovanie systému sa neuplatňujú za koncovú spotrebu elektriny pri skúškach po ukončení výstavby zariadenia na výrobu elektriny pred jeho uvedením do prevádzky, ak takéto skúšky sú vykonané prostredníctvom odberu elektriny z prenosovej sústavy. Náklady na prevádzkovanie systému sa neuplatňujú na straty elektriny v sústave, za vlastnú spotrebu prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní sústavy, za vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy. Náklady na prevádzkovanie systému sa neuplatňujú na elektrinu vyrobenú v zariadení na kombinovanú výrobu a spotrebovanú na účely výroby tepla z obnoviteľných zdrojov energie využitého v centralizovanom zásobovaní teplom, ak ide o zariadenie s celkovým inštalovaným výkonom do 1 MW, z ktorého sa využije najmenej 60 % vyrobeného tepla na dodávku tepla centralizovaným zásobovaním tepla a úspora primárnej energie dosahuje najmenej 10 %, elektriny vyrobenej v zariadení na kombinovanú výrobu a spotrebovanú na účely výroby tepla z obnoviteľných zdrojov energie využitého v centralizovanom zásobovaní teplom, ak celkový inštalovaný výkon pred rekonštrukciou alebo modernizáciou technologickej časti zariadenia výrobcu elektriny je menší ako 125 MW a elektrinu vyrobenú v lokálnom zdroji a spotrebovanú v odbernom mieste identickom s odovzdávacím miestom lokálneho zdroja.

Náklady prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou NPSds i sa vyúčtujú organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou mesačne vždy k 15. dňu nasledujúceho kalendárneho mesiaca podľa vzorca

kde

TPSds t i je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre i-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, ktorá sa vypočíta podľa vzorca

kde

Kprds t i je korekcia neuhradených nákladov vynaložených i-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom za roky 2018 a 2019 určená v eurách pre rok t,

QPKStps t je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

QPvdtps t je celkový plánovaný objem koncovej spotreby elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému,

Kistps t je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t najviac vo výške 0,95,

QSKStps je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za uplynulé obdobie, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

QSvdtps je celkový skutočný objem koncovej spotreby elektriny za uplynulé obdobie, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému,

Kistps t je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t, ktorého hodnota sa určí maximálne vo výške 0,95.

Ak výrobca elektriny na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába v roku t elektrinu z domáceho uhlia, vyúčtuje sa organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou mesačne vždy k 15. dňu nasledujúceho mesiaca platba NPSv podľa vzorca

kde

TPSv t je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím úradu pre výrobcu elektriny, ktorý na základe rozhodnutia ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrába v roku t elektrinu z domáceho uhlia, v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, ktorá sa vypočíta sa podľa vzorca

kde

DOP t je pevná cena elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v eurách za megawatthodinu pre rok t,

QDE t je plánovaný objem elektriny určený rozhodnutím ministerstva hospodárstva o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrábať elektrinu z domáceho uhlia a dodávať elektrinu vyrobenú z domáceho uhlia na rok t,

QPKStps t je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

QPvdtps t je celkový plánovaný objem koncovej spotreby elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému,

Kistps t je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t v určenej výške,

QSKStps je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za uplynulé obdobie, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,

QSvdtps je celkový skutočný objem koncovej spotreby elektriny za uplynulé obdobie, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému,

Kistps t je koeficient individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému na rok t, ktorého hodnota sa určí maximálne vo výške 0,95.

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 15 a [§ 20 až 25] sa vzťahuje na prevádzkovateľa prenosovej sústavy, ktorého prenos elektriny v roku t-2 bol vyšší ako 5 000 000 MWh a vykonáva sa určením

spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny,

spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za poskytovanie systémových služieb,

spôsobu výpočtu maximálnej ceny za poskytovanie podporných služieb.

Koeficient zahrnutia rezervovanej kapacity výrobcov elektriny sa určí tak, aby plánované platby, ktoré výrobcovia elektriny pripojení do prenosovej sústavy uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy za prístup do prenosovej sústavy v roku t, boli najviac vo výške výnosu určeného ako súčin 0,5 eura/MWh a plánovaného objemu dodávky elektriny do prenosovej sústavy v roku t výrobcami elektriny pripojenými do prenosovej sústavy.

Ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa kalkulujú pri základnom zabezpečení pripojenia užívateľa sústavy štandardným pripojením. Za štandardné pripojenie užívateľa sústavy sa považuje pripojenie jedným napájacím vedením v súlade s technickými podmienkami prevádzkovateľa prenosovej sústavy. Pri pripojení užívateľa sústavy so zvláštnymi nárokmi na spôsob zabezpečenia prenosu elektriny, napríklad cez ďalšie napájacie vedenia, sa cena za prístup do prenosovej sústavy určuje vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu, ktorá je dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie podľa vydaného cenového rozhodnutia na rok t. Užívateľ sústavy si určuje sám, ktoré napájacie vedenie je štandardné a ktoré je ďalšie napájacie vedenie. Pri prenose elektriny cez ďalšie napájacie vedenie na základe požiadavky užívateľa sústavy v danom mesiaci sa cena za prístup do prenosovej sústavy určí vo výške 100 % z tarify za rezervovanú kapacitu a cena za prenos elektriny sa určí vo výške 100 % tarify za prenos elektriny, pričom ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny za štandardné pripojenie nie sú týmto dotknuté. Za nadštandardný prenos elektriny sa nepovažuje pripojenie užívateľa sústavy k prenosovej sústave zaslučkovaním.

Do nákladov na výkon regulovanej činnosti (prevádzkových nákladov), ktoré sú zabezpečované regulovaným subjektom, iným ako regulovaným subjektom alebo subjektom, ktorý je alebo bol súčasťou vertikálne integrovaného podniku, je možné zahrnúť len primerané náklady, ktorých výška je v súlade s osobitným predpisom. [54)](#poznamky.poznamka-54)

Pri odbere elektriny z prenosovej sústavy sa výrobcom elektriny okrem výrobcov elektriny, ktorí odberajú elektrinu z prenosovej sústavy výlučne na účely čerpania v prečerpávacích vodných elektrárňach, účtuje dohodnutá rezervovaná kapacita (platba za prístup do prenosovej sústavy) podľa cenového rozhodnutia úradu.

Ak je zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojené do miestnej distribučnej sústavy, uhrádza sa prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy prevádzkovateľovi prenosovej sústavy, do ktorej je jeho miestna distribučná sústava pripojená, platba za prístup do prenosovej sústavy vo výške podľa odseku 8 a podľa platného cenového rozhodnutia úradu za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy. To neplatí pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na výrobu elektriny slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny, a výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do 5 MW.

Pri pripojení miestnej distribučnej sústavy alebo výrobcu elektriny do prenosovej sústavy cez existujúce odovzdávacie miesto sa tarifa za prístup do prenosovej sústavy uhrádza za rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny takto:

výrobcom elektriny sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy uhradí tarifa za rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny vo výške podľa odseku 8 alebo tarifa za rezervovanú kapacitu odberu elektriny, ak je výrobca elektriny pripojený do prenosovej sústavy cez existujúce odberné miesto podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia,

prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy uhradí tarifa za rezervovanú kapacitu vo výške podľa odseku 8 zariadenia na výrobu elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ak je zariadenie na výrobu elektriny prevádzkované inou osobou, ako je prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy,

prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi prenosovej sústavy uhradí tarifa za rezervovanú kapacitu vo výške podľa odseku 8 zariadenia na výrobu elektriny, ktoré prevádzkuje ako výrobca elektriny, alebo tarifa za rezervovanú kapacitu odberu miestnej distribučnej sústavy podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia.

Súčasťou návrhu ceny sú:

návrh cien alebo sadzieb za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny, návrh parametrov k cenám za poskytovanie systémových služieb a za poskytovanie podporných služieb vrátane ich štruktúry pre rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou, vrátane podmienok ich pridelenia,

údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem prenosu elektriny, počet odberných miest, výška zmluvných a nameraných technických maxím v jednotlivých sadzbách v megawattoch,

plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,

výpočty a údaje podľa [§ 19 až 23] týkajúce sa prístupu do prenosovej sústavy a prenosu elektriny a poskytovania podporných služieb a systémových služieb,

podklady podľa [prílohy č. 3] ,

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.

Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.

Na účely cenovej regulácie sa predkladajú najneskôr do 30. apríla roku t tieto údaje:

výška skutočne vynaložených nákladov na nákup podporných služieb v roku t-1,

výška skutočných výnosov z poskytovania systémových služieb v roku t-1,

výška skutočných výnosov z penále, pokút a iných platieb, ktoré regulovaný subjekt uplatnil v roku t-1 voči poskytovateľom podporných služieb za neposkytnutie podporných služieb v rozsahu dohodnutom v zmluvách o poskytovaní podporných služieb,

výška skutočných investícií v roku t-1,

výška skutočných výnosov z medzinárodnej prevádzky v roku t-1,

výška skutočných nákladov na medzinárodnú prevádzku v roku t-1,

skutočné výnosy v eurách v roku t-1 z uplatnenia úhrad nákladov prevádzkovateľmi distribučných sústav, výrobcami elektriny a koncovými odberateľmi elektriny za pripojenie do prenosovej sústavy.

Na účely cenovej regulácie sa úradu predkladajú najneskôr do 31. júla roku t-1 údaje o plánovanom množstve v roku t a do 20. kalendárneho dňa každého mesiaca skutočné množstvo v predchádzajúcom mesiaci roku t

fakturovanej prenesenej elektriny v megawatthodinách odobratej koncovými odberateľmi elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, a prevádzkovateľmi distribučnej sústavy,

celkového maximálneho pohotového výkonu v megawattoch zdrojov výrobcov elektriny, ktorí sú pripojení do prenosovej sústavy,

elektriny na vstupe do prenosovej sústavy dodanej zo zariadení jednotlivých výrobcov elektriny,

elektriny na vstupe do prenosovej sústavy vrátane tokov zo zahraničia.

Tarify za rezervovanú kapacitu a za prenesenú elektrinu sa určia tak, aby plánovaný výnos z týchto taríf bol najviac vo výške výnosu určeného ako súčin maximálnej ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny určenej podľa [§ 20 ods. 1] a plánovaného množstva elektriny QPP t .

Platba za prístup do prenosovej sústavy, ktorá sa určí ako súčin hodnoty rezervovanej kapacity, koeficientu zahrnutia rezervovanej kapacity výrobcov a tarify za rezervovanú kapacitu sa uhrádza prevádzkovateľovi prenosovej sústavy výrobcom elektriny pripojeným do prenosovej sústavy. To neplatí pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na výrobu elektriny slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny, a výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do 5 MW.

Výrobcovia elektriny si rezervovanú kapacitu neobjednávajú. Hodnota rezervovanej kapacity sa určí z hodnoty kapacity pripojenia dohodnutej v zmluve o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do prenosovej sústavy.

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

kde

PN vych sú schválené alebo určené skutočné ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady v eurách v roku 2010 súvisiace s regulovanou činnosťou okrem odpisov súvisiacich s regulovanou činnosťou a nákladov na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových služieb,

JPI n je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým úradom za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1,

X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,5; ak je hodnota rozdielu JPI n a X nižšia ako 0, na účely výpočtu maximálnej ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t sa hodnota rozdielu JPI n a X rovná 0,

O vych je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu vo východiskovom roku regulačného obdobia v eurách súvisiacich s regulovanou činnosťou a vypočítaných z RAB vych na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa [prílohy č. 1] tabuľky č. 2,

PO t sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t súvisiace s regulovanou činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa [prílohy č. 1] tabuľky č. 3 z plánovaných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v roku t-1 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť,

RAB vych je východisková schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív v eurách, ktorá sa rovná všeobecnej hodnote majetku [55)](#poznamky.poznamka-55) regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s regulovanou činnosťou precenenej k 1. januáru 2011,

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2017 až 2022 určená podľa [§ 5 ods. 2] a [3] ,

K DZ je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou činnosťou; K DZ sa na roky 2017 až 2022 určuje v intervale od 0,90 do 1,00,

FINVP t je faktor investícií v eurách na rok t; FINVP t sa na roky 2017 až 2022 vypočíta podľa vzorca

SO t-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t-2 súvisiace s regulovanou činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa [prílohy č. 1] tabuľky č. 3 zo skutočných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v roku t-3 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť,

PO t-2 sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t-2 súvisiace s regulovanou činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa [prílohy č. 1] tabuľky č. 3 z plánovaných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v roku t-3 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť,

FINVP t = SO t-2 – PO t-2 ,

kde

MP t je alikvotná časť plánovaných výnosov z medzinárodnej prevádzky v eurách na rok t vypočítaná podľa vzorca

ITC t je celkový plánovaný čistý výnos v eurách na rok t po odpočítaní nákladov fakturovaných regulovanému subjektu z platieb účtovaných v rámci ITC mechanizmu,

VA t je plánovaný čistý výnos v eurách na rok t po odčítaní nákladov fakturovaných regulovanému subjektu z aukcii prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy,

m je koeficient určený cenovým rozhodnutím v rozsahu nula až jeden,

MP t = (ITC t + VA t ) × (1 – m),

kde

DV t sú skutočné výnosy v eurách v roku t-2 z uplatnenia úhrad nákladov prevádzkovateľmi distribučných sústav, výrobcami elektriny a koncovými odberateľmi elektriny za pripojenie do sústavy,

QPP t je plánované priemerné množstvo prenesenej elektriny odobratej z prenosovej sústavy koncovými odberateľmi elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy výrobcami elektriny, ktorí sú priamo pripojení do prenosovej sústavy, a prevádzkovateľmi distribučnej sústavy v jednotkách množstva elektriny na rok t vypočítané ako priemer ročných hodnôt skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za roky t a t+1,

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

CACM t sú schválené náklady na projekty prideľovania kapacity a riadenia preťaženia sústavy, ktoré nie sú evidované v majetku prevádzkovateľa prenosovej sústavy v eurách na rok t,

SOGL t sú schválené náklady na projekty súvisiace s implementáciou povinností prevádzkovateľa prenosovej sústavy podľa osobitného predpisu [55a)](#poznamky.poznamka-55a) v eurách na rok t,

NOCACM t sú schválené náklady na nápravné opatrenia použité v procese prideľovania prenosových kapacít podľa osobitného predpisu [55b)](#poznamky.poznamka-55b) v eurách na rok t,

NOSOGL t sú schválené náklady na nápravné opatrenia použité v procese riadenia prevádzky prenosovej sústavy na zabezpečenie spoľahlivosti a bezpečnosti dodávok elektriny podľa osobitného predpisu [55c)](#poznamky.poznamka-55c) v eurách na rok t,

EBGL t sú schválené náklady na zriadenie, zmenu a prevádzkovanie európskych platforiem podľa osobitného predpisu [55d)](#poznamky.poznamka-55d) v eurách na rok t.

Rezervovaná kapacita v megawattoch v roku t pre každého odberateľa elektriny sa určuje ako aritmetický priemer jeho mesačných maxím štvrťhodinového výkonu zo štyroch mesiacov, a to november roku t-2 až február roku t-1. Hodnoty výkonov sa určujú v megawattoch s rozlíšením na tri desatinné miesta. Do celkového objemu rezervovanej kapacity sa započíta aj rezervovaná kapacita pre každého výrobcu elektriny určená podľa [§ 19 ods. 8 až 10] a [15] .

Ak nebol do odberných miest užívateľa prenosovej sústavy vykonávaný prenos elektriny v roku t-1 a t-2, rezervovaná kapacita odberu užívateľa prenosovej sústavy a výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na výrobu elektriny je pripojené do prenosovej sústavy výlučne na účel odberu elektriny (pred začatím výroby a dodávky elektriny do prenosovej sústavy, alebo po ukončení výroby a dodávky elektriny do prenosovej sústavy), sa určuje prevádzkovateľom prenosovej sústavy mesačne na základe nameraného mesačného maxima štvrťhodinového činného výkonu. Hodnoty výkonov sa určujú v megawattoch s rozlíšením na tri desatinné miesta. Takto určená rezervovaná kapacita nesmie byť vyššia ako kapacita pripojenia uvedená v zmluve o pripojení do prenosovej sústavy.

Podiel výnosov z platieb za rezerváciu kapacity sa z celkových výnosov z platieb za rezerváciu kapacity a z platieb za prenesenú elektrinu určuje koeficientom 0,8. Podiel výnosov z platieb za prenesenú elektrinu sa z celkových výnosov z platieb za rezerváciu kapacity a z platieb za prenesenú elektrinu určuje koeficientom 0,2.

Spolu s cenovým návrhom na rok t sa predkladá spôsob výpočtu navrhovaných zložiek taríf za rezervovanú kapacitu v megawattoch a za prenesenú elektrinu. Návrh taríf zohľadňuje plánované výnosy v eurách v roku t z platieb za rezervovanú kapacitu pri výrobe elektriny od výrobcov elektriny pripojených do prenosovej sústavy a charakter odberu elektriny koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy, ich spotrebu elektriny a výšku rezervovanej kapacity pripojených užívateľov prenosovej sústavy takto:

ak rezervovaná kapacita na rok t koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy je viac ako 200 MW a zároveň prenos elektriny pre koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy v roku t-2 bol viac ako 1 TWh, koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej sústavy v roku t sa uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy platby za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny, ktoré sa vypočítajú ako súčin hodnoty rezervovanej kapacity a 70 % z tarify za rezervovanú kapacitu a súčin hodnoty prenesenej elektriny a 70 % z tarify za prenesenú elektrinu,

ak rezervovaná kapacita na rok t koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy je viac ako 250 MW a zároveň prenos elektriny pre koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy v roku t-2 bol viac ako 2 TWh, koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej sústavy v roku t sa uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy platby za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny, ktoré sa vypočítajú ako súčin hodnoty rezervovanej kapacity a 50 % z tarify za rezervovanú kapacitu a súčin hodnoty prenesenej elektriny a 50 % z tarify za prenesenú elektrinu,

ak rezervovaná kapacita na rok t koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy je viac ako 350 MW a zároveň prenos elektriny pre koncového odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy v roku t-2 bol viac ako 2,5 TWh, koncovým odberateľom elektriny priamo pripojeným do prenosovej sústavy v roku t sa uhrádzajú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy platby za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny, ktoré sa vypočítajú ako súčin hodnoty rezervovanej kapacity a 30 % z tarify za rezervovanú kapacitu a súčin hodnoty prenesenej elektriny a 30 % z tarify za prenesenú elektrinu.

Povolené plánované množstvo strát elektriny pri prenose QPL t v jednotkách množstva elektriny na rok t sa vypočíta podľa vzorca

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

Prevziať prílohu - § 21 ods. 2

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

Na základe porovnania nákladov na poskytovanie podporných služieb a s prihliadnutím na osobitosti poskytovania podporných služieb v podmienkach Slovenskej republiky sa priamym určením určuje na rok t maximálna cena za poskytovanie primárnej regulácie činného výkonu, sekundárnej regulácie činného výkonu, terciárnych regulácií činného výkonu v eurách na jednotku disponibilného elektrického výkonu a maximálny ročný náklad na zabezpečenie poskytovania diaľkovej regulácie napätia a jalového výkonu a štartu z tmy v eurách a maximálna cena ponúkanej kladnej regulačnej elektriny alebo minimálna cena ponúkanej zápornej regulačnej elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny pri aktivácii predmetného druhu podpornej služby.

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

najvyššia cena zdroja poskytujúceho regulačnú elektrinu v štvrťhodinovom rozlíšení, ak je regulačná elektrina kladná, najviac však maximálna cena určená cenovým rozhodnutím v eurách za jednotku množstva elektriny,

najnižšia cena zdroja poskytujúceho regulačnú elektrinu v štvrťhodinovom rozlíšení, ak je regulačná elektrina záporná, najmenej však minimálna cena určená cenovým rozhodnutím v eurách za jednotku množstva elektriny.

V každej obchodnej hodine v štvrťhodinovom rozlíšení sa osobitne vyhodnocuje kladná regulačná elektrina a osobitne záporná regulačná elektrina, kde kladná regulačná elektrina sa použije na vyrovnanie zápornej odchýlky sústavy a záporná regulačná elektrina sa použije na vyrovnanie kladnej odchýlky sústavy.

Tarifa za systémové služby sa vypočíta ako podiel plánovaných nákladov zvýšených o primeraný zisk na systémové služby určených podľa odseku 2 a celkovej plánovanej koncovej spotreby elektriny na vymedzenom území, [52)](#poznamky.poznamka-52) na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby, a vypočíta sa podľa vzorca

kde

NPSS t sú plánované náklady na systémové služby s primeraným ziskom,

QPKStss t je celková plánovaná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území na rok t, na ktorú sa uplatňujú tarify na systémové služby,

QPvdtss t je celkový plánovaný objem koncovej spotreby elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3, pričom podmienky zvýhodnenia odberového diagramu na rok t sa preukazujú znaleckým posudkom, predloženým prevádzkovateľovi prenosovej sústavy, organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou a úradu, a to tými koncovými odberateľmi priamo pripojenými do prenosovej sústavy, u ktorých je predpoklad splnenia týchto podmienok v roku t,

Kistss t je koeficient individuálnej sadzby tarify za systémové služby na rok t najviac vo výške 0,95.

Plánované náklady na systémové služby s primeraným ziskom sa vypočítajú podľa vzorca

kde

PPS t sú celkové schválené alebo určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných služieb v roku t od poskytovateľov podporných služieb podľa osobitného predpisu [56)](#poznamky.poznamka-56) v eurách,

PNDisp vych sú schválené alebo určené skutočné ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady v eurách v roku 2010 na dispečerskú činnosť prevádzkovateľa prenosovej sústavy na zabezpečenie systémových služieb okrem odpisov,

JPI n je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie zverejnených štatistickým úradom za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1,

X je faktor efektivity, ktorého hodnota v každom roku regulačného obdobia je 3,5; ak je hodnota rozdielu JPI n a X nižšia ako 0, na účely výpočtu plánovaných nákladov na systémové služby s primeraným ziskom na rok t sa hodnota rozdielu JPI n a X rovná 0,

ODisp vych je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu vo východiskovom roku regulačného obdobia v eurách súvisiacich s dispečerskou činnosťou vzťahujúcich sa na RABDisp vych a vypočítaných na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre dispečerskú činnosť podľa [prílohy č. 1] tabuľky č. 2,

PODisp t sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t súvisiace s dispečerskou činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa [prílohy č. 1] tabuľky č. 3 z plánovaných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v roku t-1 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na dispečerskú činnosť,

RABDisp vych je východisková schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív v eurách, ktorá sa rovná všeobecnej hodnote majetku regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s dispečerskou činnosťou precenenej k 1. januáru roka 2011,

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2017 až 2022 určená podľa [§ 5 ods. 2] a [3] ,

FINVDisp t je faktor investícií v eurách na rok t; FINVDisp t sa na roky 2017 až 2022 vypočíta podľa vzorca

SODisp t-2 sú skutočné schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t-2 súvisiace s dispečerskou činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa [prílohy č. 1] tabuľky č. 3 zo skutočných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v roku t-3 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na dispečerskú činnosť,

PODisp t-2 sú plánované schválené alebo určené odpisy v eurách na rok t-2 súvisiace s dispečerskou činnosťou vypočítané na základe dôb technických životností tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa [prílohy č. 1] tabuľky č. 3 z plánovaných hodnôt schválených alebo určených investícií v eurách zaradených v roku t-3 do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na dispečerskú činnosť,

FINVDisp t = SODisp t-2 – PODisp t-2 ,

kde

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

Faktor vyrovnania v eurách na rok t sa vypočíta podľa vzorca

KS t = NSSS t-2 – NPSS t-2 – (1 – s) × (SPS t-2 – PPS t-2 ) – Naukc t-2 – CV t-2 + 0,7 × IGCC t-2 ,

kde

s je koeficient delenia rozdielu medzi skutočnými nákladmi a plánovanými nákladmi na nákup podporných služieb regulovaného subjektu medzi regulovaný subjekt a subjekty zúčtovania určený cenovým rozhodnutím v rozsahu nula až jedna,

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

PPS t-2 sú celkové schválené alebo určené plánované náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup podporných služieb v roku t od poskytovateľov podporných služieb v eurách v roku t-2,

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

CV t-2 je skutočný dopad z cezhraničnej výpomoci v eurách v roku t-2, ktorý sa vypočíta podľa vzorca

NOcv t-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok za spôsobenú odchýlku súvisiace s cezhraničným saldom a havarijnou výpomocou v roku t-2,

VOcv t-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako subjektu zúčtovania odchýlok za spôsobenú odchýlku súvisiace s cezhraničným saldom a havarijnou výpomocou v roku t-2,

NREcv t-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny z havarijnej výpomoci v roku t-2,

VREcv t-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny z havarijnej výpomoci v roku t-2,

Ncv t-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy za havarijnú výpomoc a dodávku elektriny v rámci cezhraničného redispečingu poskytnutú ostatnými prevádzkovateľmi prenosových sústav v roku t-2,

Vcv t-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za havarijnú výpomoc a dodávku elektriny v rámci cezhraničného redispečingu poskytnutú ostatným prevádzkovateľom prenosových sústav v roku t-2.

CV t-2 = NOcv t-2 – VOcv t-2 + NREcv t-2 – VREcv t-2 + Ncv t-2 – Vcv t-2 ,

kde

IGCC t-2 je skutočný dopad z regulačnej elektriny obstaranej v rámci systému GCC v eurách v roku t-2; IGCC t-2 za roky 2017 až 2022 sa vypočíta podľa vzorca

VGCC t-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy za predaj regulačnej elektriny obstaranej automatickou aktiváciu regulačnej elektriny s parametrami sekundárnej regulácie výkonu prostredníctvom riadiaceho informačného systému dispečingu prevádzkovateľa prenosovej sústavy v spolupráci so susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v rámci systému GCC v eurách v roku t-2,

NGCC t-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy na nákup regulačnej elektriny obstaranej automatickou aktiváciu regulačnej elektriny s parametrami sekundárnej regulácie výkonu prostredníctvom riadiaceho informačného systému dispečingu prevádzkovateľa prenosovej sústavy v spolupráci so susednými prevádzkovateľmi prenosových sústav v rámci systému GCC v eurách v roku t-2,

VREGCC t-2 sú skutočné výnosy prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny typu sekundárnej regulácie výkonu obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v systéme GCC v eurách v roku t-2,

NREGCC t-2 sú skutočné náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy ako dodávateľa regulačnej elektriny typu sekundárnej regulácie výkonu obstaranej prevádzkovateľom prenosovej sústavy v systéme GCC v eurách v roku t-2,

IGCC t-2 = VGCC t-2 – NGCC t-2 + VREGCC t-2 – NREGCC t-2 ,

kde

NSSS t-2 sú skutočné náklady spojené so systémovými službami vyúčtované prevádzkovateľom prenosovej sústavy v roku t-2,

NPSS t-2 sú plánované náklady na systémové služby na rok t-2 s primeraným ziskom.

Pre odberateľa elektriny priamo pripojeného do prenosovej sústavy sa uplatňuje tarifa za systémové služby TSS t v eurách na jednotku množstva elektriny za prenesenú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej v jeho vlastnom zariadení na výrobu elektriny a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny tohto odberateľa elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez použitia prenosovej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy.

Pre odberateľa elektriny pripojeného do regionálnej distribučnej sústavy sa uplatňuje tarifa za systémové služby TSS t za distribuovanú elektrinu vrátane elektriny vyrobenej v jeho vlastnom zariadení na výrobu elektriny a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny tohto odberateľa elektriny alebo dodanej iným odberateľom elektriny bez použitia regionálnej distribučnej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej sústavy.

Pre odberateľa elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy sa uplatňuje tarifa za systémové služby TSS t za všetku elektrinu odobratú z nadradenej sústavy a distribuovanú odberateľom elektriny pripojeným do tejto miestnej distribučnej sústavy vrátane elektriny vyrobenej vo vlastnom zariadení na výrobu elektriny alebo v inom zariadení na výrobu elektriny pripojených do tejto miestnej distribučnej sústavy a spotrebovanej na vlastnú spotrebu elektriny alebo dodanej odberateľom elektriny bez použitia nadradenej sústavy okrem vlastnej spotreby elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej distribučnej sústavy.

Pre odberateľa elektriny, ktorý odoberá elektrinu od výrobcu elektriny bez použitia prenosovej sústavy alebo distribučnej sústavy, sa výrobcom elektriny uplatňuje tomuto odberateľovi elektriny tarifa za systémové služby TSS t na celé množstvo takto odobratej elektriny.

Tarifa za systémové služby sa neuplatňuje na straty elektriny v sústave, za vlastnú spotrebu prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní sústavy, za vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá z nadradenej distribučnej sústavy, za spotrebu elektriny pri skúškach po ukončení výstavby zariadenia na výrobu elektriny pred jeho uvedením do prevádzky, ak takéto skúšky sú vykonané prostredníctvom odberu elektriny z prenosovej sústavy, ani za spotrebu elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach.

Ak účastník trhu s elektrinou zvolil pre svoje odberné alebo odovzdávacie miesto režim prenesenej zodpovednosti za odchýlku, uhrádza sa platba za systémové služby účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za jeho odberné alebo odovzdávacie miesto prevzal zodpovednosť za odchýlku.

Ak účastník trhu s elektrinou prevzal zodpovednosť za odchýlku za odberné alebo odovzdávacie miesto iného účastníka trhu s elektrinou a nie je subjektom zúčtovania, uhrádza sa platba za systémové služby účastníkovi trhu s elektrinou, ktorý za neho prevzal zodpovednosť za odchýlku.

Skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom mieste alebo odovzdávacom mieste QSKSnssoom t , na ktorú sa za odberné miesto a odovzdávacie miesto uhrádzajú náklady za systémové služby, sa určí podľa vzorca

QSKSnssoomt=QSKStssoomt-QSvdtssoomt×Kistsst ,

kde

QSKStssoom t je celková skutočná koncová spotreba elektriny na odbernom mieste alebo odovzdávacom mieste v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,

QSvdtssoom t je celkový skutočný objem koncovej spotreby elektriny na odbernom mieste alebo odovzdávacom mieste v jednotkách množstva elektriny v roku t odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného preneseného množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,

Kistss t je koeficient individuálnej sadzby tarify za systémové služby na rok t najviac vo výške 0,95.

Náklady na systémové služby sa vyúčtujú organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou všetkým subjektom zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku [55)](#poznamky.poznamka-55) daňovým dokladom mesačne k 15. dňu nasledujúceho mesiaca a vypočítajú sa podľa vzorca

NSSsz i = TSS t × (QSKStsssz i − QSvdtss i × Kistss t ),

kde

QSKStsssz i je skutočná celková koncová spotreba elektriny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,

QSvdtss na i je celkový skutočný objem koncovej spotreby elektriny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku v jednotkách množstva elektriny odobratej koncovými odberateľmi elektriny, ktorí patria do bilančnej skupiny i-tého subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku a sú priamo pripojení do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3,

Kistss t je koeficient individuálnej sadzby tarify za systémové služby na rok t najviac vo výške 0,95.

Náklady na systémové služby sa neúčtujú za celkovú koncovú spotrebu elektriny na prečerpávanie v prečerpávacích vodných elektrárňach ani malým výrobcom elektriny, ktorí nepodnikajú v energetike podľa osobitného predpisu. [53)](#poznamky.poznamka-53)

Náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy spojené so systémovými službami NSSps sa vyúčtovávajú organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou mesačne vždy k 15. dňu nasledujúceho mesiaca podľa vzorca

NSSps = TSS t × (QSKStss t − QSvdtss t × Kistss t ),

kde

QSKStss t je celková skutočná koncová spotreba elektriny na vymedzenom území za uplynulé obdobie, na ktorú sa uplatňujú tarify za systémové služby,

QSvdtss t je celkový skutočný objem koncovej spotreby elektriny v jednotkách množstva elektriny za uplynulé obdobie odobratej koncovými odberateľmi elektriny priamo pripojenými do prenosovej sústavy s dobou ročného využitia maxima v roku t-2 vyššou ako 6 800 hodín a súčasne pomernou odchýlkou subjektu zúčtovania menšou ako 0,025; dobou ročného využitia maxima sa rozumie podiel celkového ročného odobratého množstva elektriny v roku t-2 a rezervovanej kapacity určenej ako aritmetický priemer mesačných maxím štvrťhodinového výkonu za mesiace november roku t-4 až február roku t-3, na ktorý sa uplatňuje koeficient individuálnej sadzby tarify za systémové služby,

Kistss t je koeficient zvýhodnenia odberového diagramu pre individuálne sadzby taríf koncových odberateľov elektriny priamo pripojených do prenosovej sústavy na rok t, ktorého hodnota je najviac vo výške 0,95.

Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 35 a [§ 27] a [28] sa vzťahuje na prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.

Na účely regulácie ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny napäťová úroveň veľmi vysokého napätia zahŕňa sústavu veľmi vysokého napätia, napäťová úroveň vysokého napätia zahŕňa sústavu vysokého napätia vrátane transformácie veľmi vysokého napätia na vysoké napätie a napäťová úroveň nízkeho napätia zahŕňa sústavu nízkeho napätia vrátane transformácie vysokého napätia na nízke napätie.

Na účely uplatnenia tarify za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny sa poskytujú prevádzkovateľovi prenosovej sústavy údaje o skutočnom množstve elektriny v jednotkách množstva elektriny, ktorú odoberú prevádzkovatelia distribučnej sústavy a koncoví odberatelia elektriny z distribučnej sústavy regulovaného subjektu vrátane prevádzkovateľov distribučnej sústavy a odberateľov elektriny pripojených v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky a skutočné údaje o množstve elektriny v jednotkách množstva elektriny, ktorú odoberú prevádzkovatelia distribučnej sústavy a koncoví odberatelia elektriny z distribučnej sústavy regulovaného subjektu v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od sústavy Slovenskej republiky, a to vždy za príslušný mesiac do ôsmeho kalendárneho dňa nasledujúceho mesiaca.

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

Podiel výnosov z platieb za rezerváciu výkonu a celkových výnosov za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii elektriny sa ustanovuje maximálne vo výške 0,65. Medziročná zmena podielu výnosov z platieb za rezervovanú kapacitu a celkových výnosov za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii elektriny na rok t sa ustanovuje maximálne vo výške 3 % z povolenej hodnoty podielu výnosov z platieb za rezerváciu výkonu a celkových výnosov za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny okrem výnosov za straty elektriny pri distribúcii elektriny v roku t-1.

Maximálna rezervovaná kapacita na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia a vysokého napätia je stredná hodnota štvrťhodinového činného výkonu dohodnutá v zmluve o pripojení alebo určená v pripojovacích podmienkach pre jedno odberné miesto. Ak nameraný štvrťhodinový výkon prekročí hodnotu rezervovanej kapacity alebo hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity, uplatnia sa prevádzkovateľom distribučnej sústavy tarify za nedodržanie zmluvných hodnôt. Do celkového objemu rezervovanej kapacity sa započíta aj rezervovaná kapacita pre každého výrobcu elektriny určená podľa odsekov 23, 24 a 26.

Dvanásťmesačná, trojmesačná a mesačná rezervovaná kapacita na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia a vysokého napätia je hodnota štvrťhodinového výkonu, ktorý sa na príslušné obdobie zabezpečuje pre odberateľa elektriny v zmluve o prístupe do distribučnej sústavy a distribúcii elektriny alebo v rámcovej distribučnej zmluve. Hodnota rezervovanej kapacity nemôže prekročiť hodnotu maximálnej rezervovanej kapacity a nemôže byť nižšia ako minimálna hodnota rezervovanej kapacity. Minimálnou hodnotou rezervovanej kapacity je 20 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity okrem odberného miesta so sezónnym odberom elektriny, na ktorom je minimálnou hodnotou rezervovanej kapacity 5 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity. Hodnotu rezervovanej kapacity počas doby platnosti dohodnutého typu rezervovanej kapacity nie je možné znížiť. Hodnotu rezervovanej kapacity je možné meniť v intervale hodnôt maximálnej a minimálnej hodnoty rezervovanej kapacity pri zmene typu rezervovanej kapacity alebo po uplynutí doby, na ktorú bola rezervovaná kapacita dohodnutá. Ak sa zvýši hodnota maximálnej rezervovanej kapacity a táto zmena bude mať za následok, že dohodnutá hodnota rezervovanej kapacity bude nižšia ako minimálna hodnota rezervovanej kapacity, potom na základe zmeny dohodnutej hodnoty rezervovanej kapacity bude nová hodnota rezervovanej kapacity rovnaká ako minimálna hodnota rezervovanej kapacity; to neplatí, ak odberateľ elektriny požiada prevádzkovateľa distribučnej sústavy o zvýšenie dohodnutej hodnoty rezervovanej kapacity. Ak sa zvýši hodnota maximálnej rezervovanej kapacity, odberateľ elektriny môže požiadať prevádzkovateľa distribučnej sústavy o súčasné zvýšenie dohodnutej hodnoty rezervovanej kapacity v intervale hodnôt maximálnej a minimálnej hodnoty rezervovanej kapacity; dohodnutý typ a dohodnutá doba platnosti rezervovanej kapacity týmto zvýšením dohodnutej hodnoty rezervovanej kapacity nie sú dotknuté.

Za sezónny odber elektriny sa považuje odber elektriny z distribučnej sústavy na napäťovej úrovni vysokého napätia alebo nízkeho napätia s priebehovým meraním typu A alebo B trvajúci najmenej jeden mesiac a najviac sedem mesiacov v kalendárnom roku v odbernom mieste, v ktorom množstvo elektriny odobratej počas sezónneho odberu elektriny tvorí najmenej 90 % množstva elektriny odobratej za príslušný kalendárny rok. Pre sezónny odber elektriny je možné meniť rezervovanú kapacitu dvakrát za kalendárny rok s využitím dvanásťmesačnej rezervovanej kapacity. Splnenie podmienok sezónneho odberu za uplynulý kalendárny rok sa vyhodnocuje prevádzkovateľom distribučnej sústavy po ukončení kalendárneho roka a vyúčtovacia faktúra sa odberateľovi elektriny zasiela do konca februára nasledujúceho roka. Ak odberné miesto nesplní podmienky pridelenia sezónneho odberu elektriny, odberateľovi elektriny za obdobie mimo sezóny sa uplatní platba za rezervovanú kapacitu, a to uplatnením mesačnej rezervovanej kapacity (mesačná tarifa za mesačnú rezervovanú kapacitu) s hodnotou rezervovanej kapacity vo výške 20 % maximálnej rezervovanej kapacity alebo nameranej hodnoty maximálneho výkonu za predchádzajúce obdobie uplatňovania tarify sezónneho odberu, ak je táto hodnota vyššia ako 20 % maximálnej rezervovanej kapacity a platba za prácu v sadzbe, na ktorú má užívateľ sústavy právo. Zistený rozdiel v platbe (tarify za prácu a tarify za výkon) v dôsledku nesplnenia podmienok pridelenia tarify sezónneho odberu sa uhradí odberateľom elektriny prevádzkovateľovi distribučnej sústavy.

Rezervovaná kapacita sa dohodne takto:

mesačná na jeden kalendárny mesiac,

trojmesačná na tri po sebe nasledujúce kalendárne mesiace,

dvanásťmesačná na dvanásť po sebe nasledujúcich kalendárnych mesiacov.

Ak odberateľ elektriny zvyšuje hodnotu rezervovanej kapacity bez zmeny typu rezervovanej kapacity, na dodržanie minimálneho času použitia daného typu rezervovanej kapacity podľa tohto odseku sa neprihliada. Zmena rezervovanej kapacity sa vykoná vždy k 1. dňu v mesiaci v súlade s platnými pravidlami pre zmenu rezervovanej kapacity príslušného prevádzkovateľa distribučnej sústavy. O zmenu rezervovanej kapacity môže odberateľ elektriny, ktorého odberné miesto je pripojené na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia alebo vysokého napätia a ktorý má uzavretú zmluvu o prístupe do distribučnej sústavy a distribúcii elektriny, požiadať prevádzkovateľa distribučnej sústavy pri zmene z

dvanásťmesačnej rezervovanej kapacity na trojmesačnú rezervovanú kapacitu alebo mesačnú rezervovanú kapacitu po uplynutí troch mesiacov, odkedy bola dvanásťmesačná kapacita uplatňovaná,

trojmesačnej rezervovanej kapacity na mesačnú rezervovanú kapacitu alebo dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu po uplynutí troch mesiacov, odkedy bola trojmesačná kapacita uplatňovaná; zmena na dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu je možná jedenkrát počas kalendárneho roka,

mesačnej rezervovanej kapacity na trojmesačnú rezervovanú kapacitu alebo dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu po uplynutí jedného mesiaca, odkedy bola mesačná kapacita uplatňovaná; zmena na dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu je možná jedenkrát počas kalendárneho roka.

Ak má odberateľ elektriny uzavretú zmluvu o združenej dodávke elektriny, môže požiadať o zmenu rezervovanej kapacity podľa odseku 18 prostredníctvom svojho dodávateľa elektriny. Pri zmene rezervovanej kapacity odberateľa elektriny sa postupuje podľa rámcovej distribučnej zmluvy uzavretej medzi dodávateľom elektriny a prevádzkovateľom distribučnej sústavy.

kde

MVRK je miera využitia rezervovanej kapacity odberného miesta s pripojenou nabíjacou stanicou elektrických vozidiel za predchádzajúci kalendárny polrok,

Q je celkové odobraté množstvo elektriny v odbernom mieste s nabíjacou stanicou za predchádzajúci kalendárny polrok,

RK je dvanásťmesačná rezervovaná kapacita odberného miesta s pripojenou nabíjacou stanicou určená ako priemer zmluvne dohodnutej rezervovanej kapacity za predchádzajúci kalendárny polrok.

kde

MVRK je miera využitia rezervovanej kapacity odberného miesta s pripojenou nabíjacou stanicou elektrických vozidiel za predchádzajúci kalendárny polrok,

Q je celkové odobraté množstvo elektriny v odbernom mieste s nabíjacou stanicou za predchádzajúci kalendárny polrok,

RK je dvanásťmesačná rezervovaná kapacita odberného miesta s pripojenou nabíjacou stanicou určená ako priemer zmluvne dohodnutej rezervovanej kapacity za predchádzajúci kalendárny polrok,

d je počet dní od začiatku prevádzky nabíjacej stanice do začiatku prvého uceleného kalendárneho polroka prevádzky.

Súčasťou návrhu ceny sú:

návrh cien alebo sadzieb za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny, vrátane ich štruktúry, na rok t, ktoré sa budú uplatňovať pre účastníkov trhu s elektrinou vrátane podmienok ich pridelenia,

údaje potrebné na preverenie cien za rok t-2, najmä skutočný objem distribúcie elektriny, počet odberných miest v členení po jednotlivých sadzbách, výšku zmluvných a nameraných technických maxím v jednotlivých sadzbách v megawattoch,

plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,

výpočty a údaje podľa [§ 27] a [28] týkajúce sa prístupu do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a uplatňovania tarify za systémové služby a tarify za prevádzkovanie systému,

podklady podľa [prílohy č. 4] ,

ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.

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

Rezervovaná kapacita na napäťovej úrovni nízkeho napätia je maximálna rezervovaná kapacita určená amperickou hodnotou ističa pred elektromerom alebo prepočítaná kilowattová hodnota maximálnej rezervovanej kapacity na prúd v ampéroch dohodnutá v zmluve o pripojení do distribučnej sústavy alebo určená v pripojovacích podmienkach; pre odberné miesta vybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu s mesačným odpočtom môže byť rezervovaná kapacita zmluvne dohodnutá a môže byť nižšia, ako je hodnota kapacity zodpovedajúca amperickej hodnote hlavného ističa. Do celkového objemu rezervovanej kapacity sa započíta aj rezervovaná kapacita pre každého výrobcu elektriny určená podľa odsekov 23, 24 a 26. Odberateľ elektriny na napäťovej úrovni nízkeho napätia môže požiadať o zníženie rezervovanej kapacity po uplynutí 12 mesiacov od poslednej zmeny rezervovanej kapacity. Pri žiadosti odberateľa elektriny o zníženie rezervovanej kapacity alebo zvýšenie hodnoty rezervovanej kapacity do výšky maximálnej rezervovanej kapacity pre odberné miesta vybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu s mesačným odpočtom sa predloženie revíznej správy nevyžaduje. Podmienkou na zníženie hodnoty rezervovanej kapacity pre odberné miesto nevybavené určeným meradlom s meraním štvrťhodinového činného výkonu je predloženie revíznej správy o výmene ističa. Pri zvýšení rezervovanej kapacity sa odberateľom elektriny podáva žiadosť o pripojenie zariadenia do distribučnej sústavy. Ak o zníženie rezervovanej kapacity požiadal odberateľ elektriny pripojený do sústavy po 31. decembri 2004, po predložení žiadosti o opätovné pridelenie pôvodnej rezervovanej kapacity do dvoch rokov od zníženia hodnoty rezervovanej kapacity na žiadosť odberateľa elektriny sa mu pri pridelení tejto kapacity neuplatňuje cena za pripojenie.

Pri odbere elektriny z distribučnej sústavy sa výrobcom elektriny okrem výrobcov elektriny, ktorí odberajú elektrinu z distribučnej sústavy výlučne na účely čerpania v prečerpávacích vodných elektrárňach, účtuje dohodnutá rezervovaná kapacita (platba za prístup do distribučnej sústavy) podľa cenového rozhodnutia úradu (mesačná, trojmesačná, dvanásťmesačná rezervovaná kapacita).

Platba za prístup do distribučnej sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy výrobcom elektriny pripojeným do regionálnej distribučnej sústavy vo výške 15 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity dojednanej v zmluve o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do regionálnej distribučnej sústavy alebo z hodnoty výšky celkového inštalovaného výkonu zariadenia na výrobu elektriny, ak zariadenie na výrobu elektriny nemá uzatvorenú zmluvu o pripojení zariadenia na výrobu elektriny do regionálnej distribučnej sústavy vo výške tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia úradu za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy. Výrobcom elektriny pripojeným do regionálnej distribučnej sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy platba za prístup do distribučnej sústavy vo výške podľa prvej vety na základe faktúry vystavenej prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy. Výrobcovia elektriny si rezervovanú kapacitu pre odovzdávacie miesto neobjednávajú. Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa hodnota maximálnej rezervovanej kapacity rovná hodnote rezervovanej kapacity určenej menovitou hodnotou hlavného ističa v ampéroch. To neplatí pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na výrobu elektriny slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny a výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do 5 MW.

Ak je zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojené do miestnej distribučnej sústavy prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy, do ktorého miestnej distribučnej sústavy je zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojené, uhrádza sa prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy, do ktorého regionálnej distribučnej sústavy je jeho miestna distribučná sústava pripojená alebo je zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojené do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav, platba za prístup do distribučnej sústavy vo výške 15 % z hodnoty výšky celkového inštalovaného výkonu takého zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny vo výške tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia úradu za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t pre prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy. Platba za prístup do distribučnej sústavy sa uhrádza prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy vo výške podľa prvej vety na základe faktúry vystavenej prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy. To neplatí pre výrobcu elektriny, ktorého zariadenie na výrobu elektriny slúži výlučne na poskytovanie podporných služieb pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo výlučne na dodávku regulačnej elektriny, výrobcu elektriny, ktorý prevádzkuje zariadenie na výrobu elektriny z vodnej energie s celkovým inštalovaným výkonom do 5 MW a pre dopravné prostriedky elektrickej trakcie dodávajúce elektrinu do sústavy.

Ak sa zariadenie na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripája do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy priamo alebo prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav, alebo sa mení maximálna rezervovaná kapacita existujúceho zariadenia na výrobu elektriny výrobcu elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ktorá je pripojená do regionálnej distribučnej sústavy priamo alebo prostredníctvom jednej alebo viacerých miestnych distribučných sústav, prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy a prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy, do ktorej je miestna distribučná sústava prevádzkovateľa miestnej distribučnej sústavy pripojená, môžu dohodnúť v zmluve o pripojení do regionálnej distribučnej sústavy medzi prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy a prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy maximálnu rezervovanú kapacitu vo výške celkového inštalovaného výkonu takého zariadenia na výrobu elektriny, maximálne však do výšky rezervovanej kapacity, ktorú je technicky možné dodať do regionálnej distribučnej sústavy a ktorú prevádzkovateľ regionálnej distribučnej sústavy písomne odsúhlasil.

Pri pripojení miestnej distribučnej sústavy alebo výrobcu elektriny do regionálnej distribučnej sústavy cez existujúce odovzdávacie miesto sa tarifa za prístup do regionálnej distribučnej sústavy uhrádza za rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny takto:

výrobcom elektriny sa prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy uhrádza tarifa za rezervovanú kapacitu zariadenia na výrobu elektriny vo výške podľa odseku 23 alebo tarifa za rezervovanú kapacitu odberu elektriny, ak je výrobca elektriny pripojený do regionálnej distribučnej sústavy cez existujúce odberné miesto podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia,

prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy uhrádza tarifa za rezervovanú kapacitu vo výške podľa odseku 24 zariadenia na výrobu elektriny pripojeného do miestnej distribučnej sústavy, ak je zariadenie na výrobu elektriny prevádzkované inou osobou, ako je prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy,

prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy sa prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy uhrádza tarifa za rezervovanú kapacitu vo výške podľa odseku 24 zariadenia na výrobu elektriny, ktoré prevádzkuje ako výrobca elektriny, alebo tarifa za rezervovanú kapacitu odberu miestnej distribučnej sústavy podľa toho, ktorá rezervovaná kapacita je vyššia.

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

Rezervovaná kapacita sa za odberné miesta podľa odseku 27 neobjednáva u prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy. Prekročenie rezervovanej kapacity sa za odberné miesta podľa odseku 27 nevyhodnocuje a nefakturuje. Prekročenie maximálnej rezervovanej kapacity sa za odberné miesta podľa odseku 27 vyhodnocuje a fakturuje samostatne za každé odberné miesto osobitne. Nedodržanie predpísaných hodnôt účinníka a dodávky jalovej elektriny do distribučnej sústavy sa za odberné miesta podľa odseku 27 vyhodnocuje a fakturuje samostatne za každé odberné miesto osobitne.

Odberné miesta podľa odseku 27 sa za každú napäťovú úroveň osobitne zaradia len do jednej bilančnej skupiny.

Podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe.

Prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy za odberné miesta, ktoré spĺňajú podmienky podľa odseku 27, sa fakturuje mesačne pre každú napäťovú úroveň osobitne tarifa ročnej rezervovanej kapacity za maximálnu hodnotu súčtu stredných hodnôt štvrťhodinových činných výkonov za odberné miesta, ktoré spĺňajú podmienky podľa odseku 27, za príslušný kalendárny mesiac.

Ak maximálna hodnota súčtu stredných hodnôt štvrťhodinových činných výkonov za všetky odberné miesta, ktoré spĺňajú podmienky podľa odseku 27, pre každú napäťovú úroveň osobitne nedosiahne 20 % súčtu maximálnej rezervovanej kapacity pre každú napäťovú úroveň osobitne, prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy sa fakturuje pre každú napäťovú úroveň osobitne tarifa ročnej rezervovanej kapacity vo výške 20 % súčtu maximálnej rezervovanej kapacity.

Ak užívateľ regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej sústavy na vymedzenom území, zahrnie do odberných miest podľa odseku 27 aj odberné miesta, ktoré nie sú prepojené vlastnou elektrickou sústavou alebo ktorými nie sú napájané výhradne dopravné prostriedky elektrickej trakcie, tak za tieto odberné miesta sa platí užívateľom regionálnej distribučnej sústavy, ktorý je prevádzkovateľom distribučnej sústavy na vymedzenom území, so spätnou platnosťou rezervovaná kapacita vo výške 100 % hodnoty maximálnej rezervovanej kapacity, kým si neobjedná rezervovanú kapacitu podľa pravidiel prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.

Na účely cenovej regulácie v elektroenergetike možno uplatniť straty elektriny, ktoré vznikajú transformáciou z napäťovej úrovne

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

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

Do nákladov na výkon regulovanej činnosti, možno zahrnúť len primerané náklady, ktorých výška je v súlade s osobitným predpisom. [21)](#poznamky.poznamka-21)

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

Za štandardné pripojenie odberateľa elektriny sa považuje pripojenie jedným napájacím vedením podľa technických podmienok prevádzkovateľa distribučnej sústavy. Pri pripojení odberateľa elektriny s osobitnými nárokmi na spôsob zabezpečenia distribúcie elektriny, napríklad cez ďalšie napájacie vedenia, sa cena za prístup do distribučnej sústavy určuje vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu, ktorá je dohodnutá pre ďalšie napájacie vedenie, podľa cenového rozhodnutia na rok t. Odberateľ elektriny si určuje, ktoré napájacie vedenie je štandardné a ktoré je ďalšie napájacie vedenie, a to na obdobie kalendárneho roka. Pri distribúcii elektriny cez ďalšie napájacie vedenie na základe požiadavky odberateľa elektriny v príslušnom mesiaci sa cena za prístup do distribučnej sústavy určuje vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu pre napäťovú úroveň, do ktorej je ďalšie napájacie vedenie pripojené, a cena za distribúciu elektriny sa určuje vo výške 100 % tarify za distribúciu elektriny pre napäťovú úroveň, do ktorej je ďalšie napájacie vedenie pripojené, pričom cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny za štandardné pripojenie nie je tým dotknutá. Ak je dohodnutá rezervovaná kapacita pre ďalšie napájacie vedenie na napäťovej úrovni vysokého napätia vo výške nad 5 MW, cena za prístup do distribučnej sústavy sa určuje tak, že do hodnoty 5 MW vrátane sa určuje vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia na rok t, a nad hodnotu 5 MW sa cena za prístup do distribučnej sústavy určuje vo výške 7,5 % z tarify za rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia na rok t, a v prípade distribúcie elektriny cez ďalšie napájacie vedenie sa cena za distribúciu elektriny určuje vo výške 100 % tarify za distribúciu elektriny, pričom cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny za štandardné pripojenie nie je tým dotknutá. Ak je dohodnutá rezervovaná kapacita pre ďalšie napájacie vedenie na napäťovej úrovni veľmi vysokého napätia vo výške nad 50 MW, cena za prístup do distribučnej sústavy sa určuje tak, že do hodnoty 50 MW vrátane sa určuje vo výške 15 % z tarify za rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia na rok t, a nad hodnotu 50 MW sa cena za prístup do distribučnej sústavy určuje vo výške 7,5 % z tarify za rezervovanú kapacitu podľa cenového rozhodnutia na rok t, a pri distribúcii elektriny cez ďalšie napájacie vedenie sa cena za distribúciu elektriny určuje vo výške 100 % tarify za distribúciu elektriny, pričom cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny za štandardné pripojenie nie je tým dotknutá. Ak sa odber elektriny vykonáva cez štandardné napájacie vedenie, nie je prípustné vykonávať súčasne odber elektriny cez ďalšie napájacie vedenie.

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

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

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

Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.

Na napäťovej úrovni vysokého napätia sa cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny pre odberateľov elektriny s odberným miestom s pripojenou nabíjacou stanicou elektrických vozidiel uplatňuje vo výške

25 % z tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu a 175 % tarify za distribúciu elektriny podľa cenového rozhodnutia na rok t, ak miera využitia rezervovanej kapacity odberného miesta vypočítaná podľa odseku 41 je nižšia alebo sa rovná 0,1,

75 % tarify za dvanásťmesačnú rezervovanú kapacitu a 150 % tarify za distribúciu elektriny podľa cenového rozhodnutia na rok t, ak miera využitia rezervovanej kapacity odberného miesta vypočítaná podľa odseku 41 je vyššia ako 0,1 alebo sa rovná 0,3,

tarify za rezervovanú kapacitu a tarify za distribúciu elektriny podľa cenového rozhodnutia na rok t, ak miera využitia rezervovanej kapacity odberného miesta vypočítaná podľa odseku 41 je vyššia ako 0,3.

Miera využitia rezervovanej kapacity odberného miesta s pripojenou nabíjacou stanicou elektrických vozidiel MVRK sa vypočíta podľa vzorca

Pri uvedení nabíjacej stanice elektrických vozidiel pripojenej na napäťovej úrovni vysokého napätia do prevádzky sa postupuje podľa odseku 40 písm. a). Prvé vyhodnotenie miery využitia rezervovanej kapacity odberného miesta s pripojenou nabíjacou stanicou na napäťovej úrovni vysokého napätia sa vykoná po ukončení prvého uceleného kalendárneho polroka prevádzky, pričom MVRK sa vypočíta podľa vzorca

Rozdiel v cene za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny zistený na základe miery využitia rezervovanej kapacity odberného miesta s pripojenou nabíjacou stanicou MVRK vyhodnotenej za predchádzajúci kalendárny polrok sa vyúčtuje odberateľovi elektriny podľa odseku 40.

Na účely cenovej regulácie sa úradu oznamuje najneskôr do 31. augusta roku t-1 plánované množstvo elektriny v roku t a do 25. dňa každého mesiaca skutočné alebo prepočítané množstvá v závislosti od typu merania v predchádzajúcom mesiaci roku t elektriny odobratej z príslušnej distribučnej sústavy

prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny vrátane elektriny odobratej prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od elektrizačnej sústavy Slovenskej republiky,

prevádzkovateľmi distribučnej sústavy a koncovými odberateľmi elektriny v rámci prevádzky preukázateľne oddelenej od elektrizačnej sústavy Slovenskej republiky.

Maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny sa určuje osobitne pre každú napäťovú úroveň a rozpočíta sa na príslušnej napäťovej úrovni ako vážený priemer jednotlivých taríf.

Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa určená tarifa za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny rozpočíta najviac do trinástich sadzieb pre odberateľov elektriny mimo domácnosti takto:

C1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,

C2 je jednopásmová sadzba so strednou spotrebou elektriny,

C3 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,

C4 je dvojpásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne; sadzba C4 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

C5 je dvojpásmová sadzba so strednou spotrebou elektriny, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne; sadzba C5 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

C6 je dvojpásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne; sadzba C6 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

C7 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním priamovýhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma; sadzba C7 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

C8 je dvojpásmová sadzba pre tepelné čerpadlo, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne 22 hodín denne s blokovaním výhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma; sadzba C8 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

C9 je sadzba pre nemerané odbery elektriny,

C10 je sadzba pre verejné osvetlenie,

C11 je sadzba pre dočasné odbery elektriny,

C12 je dvojpásmová sadzba pre odberné miesto výhradne s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel vybavených blokovaním nabíjacej stanice v čase vysokého pásma, pričom sadzba vo vysokom pásme je minimálne o 30 % vyššia ako sadzba v nízkom pásme a nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne,

C13 je viacpásmová sadzba pre odberné miesto s nainštalovaným inteligentným meracím systémom, pričom sa poskytuje minimálne v štyroch časových pásmach v priebehu 24 hodín a cena v najvyššom pásme je minimálne o 30 % vyššia ako cena v najnižšom pásme.

Na napäťovej úrovni nízkeho napätia sa určená maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny rozpočíta najviac do desiatich sadzieb pre odberateľov elektriny v domácnosti takto:

D1 je jednopásmová sadzba s nižšou spotrebou elektriny,

D2 je jednopásmová sadzba s vyššou spotrebou elektriny,

D3 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s fixne určenými intervalmi času prevádzky v nízkom pásme a aspoň jeden interval sa poskytuje v nepretržitom trvaní minimálne tri hodiny, blokovanie elektrických spotrebičov sa nevyžaduje; informácia o fixnom čase trvania intervalu v nepretržitom trvaní času prevádzky v nízkom pásme minimálne tri hodiny sa zverejňuje na webovom sídle prevádzkovateľa distribučnej sústavy,

D4 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s blokovaním akumulačných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma; sadzba D4 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

D5 je dvojpásmová sadzba pre priamovýhrevné elektrické vykurovanie, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne s blokovaním priamovýhrevných elektrických spotrebičov v čase vysokého pásma; sadzba D5 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

D6 je dvojpásmová sadzba pre tepelné čerpadlo, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne 22 hodín denne s blokovaním elektrických spotrebičov na vykurovanie v čase vysokého pásma; sadzba D6 sa použije aj pre odberné miesto s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel,

D7 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje celoročne od piatka 15:00 hodiny do pondelka 6:00 hodiny bez blokovania elektrických spotrebičov,

D8 je dvojpásmová sadzba, pričom nízke pásmo sa poskytuje minimálne osem hodín denne s blokovaním akumulačných spotrebičov elektriny v čase vysokého pásma s určeným minimálnym inštalovaným výkonom akumulačných spotrebičov,

D9 je dvojpásmová sadzba pre odberné miesto výhradne s nabíjacou stanicou elektrických vozidiel vybavených blokovaním nabíjacej stanice v čase vysokého pásma, pričom sadzba vo vysokom pásme je minimálne o 30 % vyššia ako sadzba v nízkom pásme a nízke pásmo sa poskytuje minimálne 20 hodín denne,

D10 je viacpásmová sadzba pre odberné miesto s nainštalovaným inteligentným meracím systémom, pričom sa poskytuje minimálne v štyroch časových pásmach v priebehu 24 hodín a cena v najvyššom pásme je minimálne o 30 % vyššia ako cena v najnižšom pásme.

Spolu s návrhom ceny na rok t sa predkladá odôvodnenie k spôsobu výpočtu navrhovaných cien a taríf.

Maximálna cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na príslušnej napäťovej úrovni CD HN,t zohľadňuje vlastnú distribúciu elektriny a prenos elektriny vrátane strát pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny distribuovanej koncovým odberateľom elektriny v roku t a vypočíta sa podľa vzorca

CD HN ,t = CDE HN ,t + CPD HN ,t ,

kde

CDE HN ,t je schválená alebo určená zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na príslušnej napäťovej úrovni na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny zohľadňujúca náklady a primeraný zisk vlastnej distribúcie elektriny podľa odseku 2,

CPD HN ,t je priemerná zložka ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane strát pri prenose v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni na rok t podľa odseku 4.

Schválená alebo určená zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na príslušnej napäťovej úrovni CDE HN,t na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny zohľadňujúca náklady a primeraný zisk vlastnej distribúcie elektriny sa vypočíta podľa vzorca

kde

VystE HN,t je plánované množstvo distribuovanej elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne vypočítané podľa vzorca

VystEO HN,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t distribuované na príslušnej napäťovej úrovni koncovým odberateľom elektriny a prevádzkovateľom miestnej distribučnej sústavy vypočítané ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za roky t a t+1,

VystETR HN,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň vypočítané ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za roky t a t+1,

VystE HN,t = VystEO HN,t + VystETR HN,t ,

kde

VVD HN+1,t je alikvotná časť povolených nákladov a zisku za distribúciu elektriny v eurách na rok t priradených z vyššej napäťovej úrovne podľa vzorca

CDE HN+1,t je zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na vyššej napäťovej úrovni na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny; CDE vvn+ 1,t sa na vstupe do napäťovej úrovne VVN rovná nule,

VystETR HN+1,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t vystupujúce z vyššej napäťovej úrovne HN+1 do transformácie na napäťovú úroveň HN vypočítané ako ročný priemer zo súčtu skutočného príslušného množstva elektriny za roky t-3 a t-2, očakávaného príslušného množstva za rok t-1 a plánovaného príslušného množstva za roky t a t+1,

VVD HN+1,t = CDE HN+1,t × VystETR HN+1,t ,

kde

VVD HN,t sú schválené alebo určené náklady a zisk za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na rok t na napäťovej úrovni, okrem alikvotnej časť povolených nákladov a zisku za distribúciu elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne, vypočítané podľa odseku 3.

Schválené alebo určené náklady a zisk za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na rok t na napäťovej úrovni okrem alikvotnej časti povolených nákladov a zisku za distribúciu elektriny priradených z vyššej napäťovej úrovne sa vypočítajú podľa vzorca

FINVP HN,t je faktor investícií na napäťovej úrovni v eurách na rok t; FINVP HN,t na roky 2017 až 2022 sa vypočíta podľa vzorca

FINVP HN,t = SO HN,t-2 − PO HN,t-2 ,

kde

PN HN,vych sú schválené alebo určené skutočné ekonomicky oprávnené prevádzkové ročné náklady v eurách v roku 2010 na napäťovej úrovni súvisiace s regulovanou činnosťou okrem odpisov,

JPI n je aritmetický priemer indexov jadrovej inflácie v percentách zverejnených štatistickým úradom za obdobie od júla roku n-2 do júna roku n-1,

X je faktor efektivity v každom roku regulačného obdobia, ktorého hodnota je 3,5; ak je hodnota rozdielu JPI n a X nižšia ako 0, na účely výpočtu maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny na rok t sa hodnota rozdielu rovná 0,

O HN,vych je schválená alebo určená východisková hodnota odpisov regulovaného subjektu vo východiskovom roku regulačného obdobia v eurách vzťahujúca sa na RAB HN,vych na napäťovej úrovni a vypočítaných na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť podľa [prílohy č. 1] tabuľky č. 2,

PO HN,t sú plánované schválené alebo určené odpisy na napäťovej úrovni v eurách na rok t súvisiace s regulovanou činnosťou z plánovanej hodnoty schválených alebo určených investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v roku t-1 a vypočítané na základe doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa [prílohy č. 1] tabuľky č. 3,

RAB HN,vych je východisková schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív na napäťovej úrovni v eurách sa rovná hodnote regulačnej bázy aktív nevyhnutne súvisiacej s regulovanou činnosťou k 31. decembru 2010 a vypočíta sa podľa vzorca

RAB HN,2005 je hodnota regulačnej bázy aktív regulovaného subjektu na napäťovej úrovni v eurách, sa rovná schválenej alebo určenej hodnote majetku na napäťovej úrovni k 31. decembru 2005 vo výške všeobecnej hodnoty majetku [55)](#poznamky.poznamka-55) podľa znaleckých posudkov, a to znaleckého posudku č. 26/2006 pre regulovaný subjekt Západoslovenská distribučná, a.s., znaleckého posudku č. 38/2006 pre regulovaný subjekt Stredoslovenská energetika − Distribúcia, a.s. a znaleckého posudku č. 49/2006 pre regulovaný subjekt Východoslovenská distribučná, a.s.,

INV HN,2006-2010 je schválená alebo určená hodnota investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív na napäťovej úrovni nevyhnutne využívaných na regulovanú činnosť v rokoch 2006 až 2010,

O HN,2006-2010 sú schválené alebo určené odpisy na napäťovej úrovni v eurách súvisiace s regulovanou činnosťou v období rokov 2006 až 2010 a vypočítané na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa [prílohy č. 1] tabuľky č. 2,

RAB HN,vych = RAB HN,2005 + INV HN,2006-2010 − O HN,2006- 2010 ,

kde

WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na regulačné obdobie rokov 2017 až 2022 určená podľa [§ 5 ods. 2] a [3] ,

K DZ je koeficient miery využitia disponibilných zdrojov do investícií súvisiacich s regulovanou činnosťou; K DZ na roky 2017 až 2022 sa vypočíta podľa vzorca

INV t-2 je skutočná hodnota investícií na napäťovej úrovni v eurách zaradených do hodnoty regulačnej bázy aktív na napäťovej úrovni nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť v roku t-2,

DispZdr t-2 je súčet schválených alebo určených odpisov na napäťovej úrovni v eurách súvisiacich s regulovanou činnosťou v roku t-2 a vypočítaných na základe zostatkovej doby technickej životnosti tried aktív nevyhnutne využívaných pre regulovanú činnosť podľa [prílohy č. 1] tabuľky č. 2 a zisku prevádzkovateľa distribučnej sústavy v roku t-2 v eurách po zdanení daňou z príjmov, ktorý sa vypočíta RAB×WACC× (1− daň z príjmov), pričom WACC a daň z príjmov sa vzťahuje na rok t-2,

pričom, ak je výsledok podielu

kde

vyšší alebo sa rovná 0,7, tak K DZ = 1,02,

menší ako 0,7 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,6, tak K DZ = 1,01,

menší ako 0,6 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,5, tak K DZ = 1,00,

menší ako 0,5 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,4, tak K DZ = 0,98,

menší ako 0,4 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,3, tak K DZ = 0,96,

menší ako 0,3 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,2, tak K DZ = 0,94,

menší ako 0,2 a zároveň vyšší alebo sa rovná 0,1, tak K DZ = 0,92, alebo

menší ako 0,1, tak K DZ = 0,90,

DV HN,t sú skutočné dodatočné výnosy na napäťovej úrovni v eurách v roku t-2, ktoré sú zložené z celkových skutočných výnosov

z uplatnenia ceny za pripojenie do sústavy,

zo sankcií za prekročenie rezervovanej kapacity,

za neoprávnený odber elektriny, [57)](#poznamky.poznamka-57)

z taríf za dodávku jalovej elektriny do distribučnej sústavy na základe cenového rozhodnutia úradu, pričom pre rok 2022 sa zohľadnia vo výške 50 % a pre rok 2023 a ďalšie roky sa zohľadnia vo výške 100 %,

z taríf za nedodržanie predpísanej hodnoty účinníka cos φ účtované užívateľom sústavy na základe cenového rozhodnutia úradu, pričom pre rok 2022 sa zohľadnia vo výške 50 % a pre rok 2023 a ďalšie roky sa zohľadnia vo výške 100 %.

Zložka maximálnej ceny za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t CPD HN,t súvisiaca s nákladmi za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane strát pri prenose elektriny na príslušnej napäťovej úrovni sa vypočíta podľa vzorca

CPD HN,t = CPE HN,t ,

kde

CPE HN,t je priemerná zložka ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane nákladov na straty pri prenose v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t sa vypočíta podľa odseku 5.

Priemerná zložka ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane nákladov na straty pri prenose v eurách na jednotku množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t

kde

VVP HN,t sú vstupujúce náklady za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane nákladov na straty pri prenose elektriny v eurách v roku t vypočítané podľa vzorca

CPE HN+1,t je cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny vrátane strát pri prenose elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na vyššej napäťovej úrovni distribúcie elektriny v roku t, z ktorej sa transformuje elektrina do príslušnej napäťovej úrovne,

VystETR HN+1,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vstupujúce do príslušnej napäťovej úrovne cez transformáciu z vyššej napäťovej úrovne v roku t,

VVP HN,t = CPE HN+1,t × VystETR HN+1,t ,

kde

VystE HN,t je celkové plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne v roku t vypočítané podľa vzorca

VystEO HN,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny distribuované na príslušnej napäťovej úrovni ku koncovým odberateľom elektriny v roku t,

VystETR HN,t je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny vystupujúce z príslušnej napäťovej úrovne do transformácie na nižšiu napäťovú úroveň v roku t.

VystE HN,t = VystEO HN,t + VystETR HN,t ,

kde

Cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny CPE VVN+1,t na vstupe do napäťovej úrovne veľmi vysokého napätia distribučnej sústavy je jednozložková cena zahŕňajúca náklady regulovaného subjektu na rezervovaný výkon, prenesenú elektrinu a straty elektriny pri prenose elektriny v roku t určené na základe schváleného návrhu ceny za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny na rok t vypočítaná podľa vzorca

kde

RKP t je rezervovaná kapacita v megawattoch na rok t uplatňovaná regulovanému subjektu prevádzkovateľom prenosovej sústavy,