| Pripomienka: | PRIPOMIENKY A NÁMETY – PRÍPRAVA NÁVRHU NOVELY VYHLÁŠKY ÚRSO Č. 18/2017
Reflexia európskej legislatívy
V procese prípravy návrhu novely cenovej vyhláške v časti cenovej regulácie dodávky elektriny navrhujeme Úradu zadefinovať minimálny rámec (tzn. vo forme základnej legislatívnej zmienky / zadefinovaní pojmu) pre produkty s dynamickou cenou, ktorých dostupnosť pre každého spotrebiteľa vyplýva priamo z tzv. štvrtého energetického balíka EÚ. V podmienkach SR ide de facto o odberateľov na napäťovej úrovni NN, ktorých odberné miesta sú vybavené systémom inteligentného merania spotreby. Navrhujeme legislatívne ukotvenie prípadu, v ktorom odberateľ s inštalovaným IMS môže bez obmedzení využiť svoje právo vyplývajúce z novej európskej legislatívy a uzavrieť so svojím dodávateľom elektriny kontrakt o produkte s dynamickou cenou. V prípade, ak odberateľ alebo dodávateľ takto dobrovoľne uzavretý kontakt v zmluvne dohodnutých podmienkach v budúcnosti vypovie, vyhláška o cenovej regulácii v elektroenergetike by definovala automatický návrat k bežným jednotarifným alebo dvojtarifným produktom.
Predpokladaný finančný dopad: Zreálnenie ceny dodávky elektriny voči skutočnej hodnote elektriny v čase a nákladom spojených so službou dodávky elektriny koncovému odberateľovi. Inštalácia inteligentného meracieho systému v kombinácii s dynamickou tarifikáciou dodávky elektriny dokáže voči koncovému odberateľovi generovať cenové stimuly motivujúce k presunu spotrieb do želaných časových okien. Koncový odberateľ elektriny dostáva z IMS všetky potrebné vstupy tak, aby dokázal priebeh svojej spotreby reálne optimalizovať, a to s pozitívnym dopadom na náklady dodávky premietnuté do jeho celkových nákladov na nákup elektriny.
Súbor návrhov týkajúcich sa výpočtu regulovaných cien dodávky elektriny
Navrhujeme doplniť rozsah oprávnených nákladov uvedených v § 4 ods. 1 o nové písmená o) a p) v nasledovnom znení:
o „o) odpis pohľadávok z vystavených faktúr za združenú dodávku elektriny a súvisiacich služieb vrátane DPH,
o p) čistá tvorba opravných položiek (prírastky znížené o úbytky) k pohľadávkam po splatnosti z vystavených faktúr za združenú dodávku elektriny a súvisiacich služieb vrátane DPH.“
Na vysvetlenie, navrhujeme do ekonomicky oprávnených nákladov dodávateľa doplniť náklady na opravné položky a odpis pohľadávok, ktoré dodávateľovi pri jeho činnosti vznikajú v dôsledku neuhradených faktúr za združenú dodávku elektriny a súvisiacich služieb. Sú to náklady, ktoré vznikajú dodávateľovi v súvislosti s výkonom
regulovanej činnosti. Opravné položky sú daňovo uznateľný náklad podľa platnej legislatívy SR a teda mali by byť súčasťou regulačného rámca. V prípade, ak by si dodávateľ chcel tieto náklady uplatniť, predpokladalo by to absolvovanie individuálneho cenového konania, v ktorom by dané náklady preukázal regulačnému úradu. Následne by sa dané náklady podľa cenového rozhodnutia ÚRSO pripočítavali k cenám formou pripočítania k výške mesačného nákladu za dodávku (NDOt).
Návrh taktiež reflektuje očakávaný budúci nárast nákladov dodávateľov na opravné položky a odpisy pohľadávok z dôvodu negatívnych vplyvov pandémie COVID-19 v segmente regulovaných firemných odberateľov elektriny; zvlášť v skupine tých odberateľov elektriny, ktorých činnosť je priamo dotknutá opatreniami hlavného hygienika v súvislosti s ochranou verejného zdravia. Rovnako podporným argumentom je analógia s poslednými zmenami v daňovej legislatíve, konkrétne s novým mechanizmom spätného vyplácania platieb DPH zo strany štátu v prospech dodávateľov tovarov a služieb, ktorým odberatelia týchto tovarov a služieb za dodanie nezaplatili a z ktorých dodávatelia tovarov a služieb DPH štátu vopred odviedli.
Obdobne navrhujeme odpis pohľadávok a opravné položky definovať ako oprávnené náklady spojené s výkonom cenovo regulovaných činností aj pre ostatné kategórie účastníkov trhu s elektrinou, tzn. pre prevádzkovateľa prenosovej sústavy, prevádzkovateľov distribučných sústav a operátora trhu s elektrinou.
Odhad finančného dopadu: Zreálnenie nákladov spojených s jednotlivými činnosťami na trhu s elektrinou.
Navrhujeme transparentne a predvídateľne určiť spôsob výpočtu povolených nákladov na odchýlku, pričom uznaný náklad na odchýlku by mal byť univerzálny pre všetkých dodávateľov elektriny v cenovo regulovaných segmentoch. To v praxi znamená stanovenie výšky nákladu, pričom metodika výpočtu je všeobecne známa, stanovovanie uznaného nákladu na odchýlku je včasné (napr. v priebehu leta v roku, ktorý predchádza roku dodávky, pre ktorý sa hodnota odchýlky určuje) a v neposlednom rade hodnota uznaného nákladu na odchýlku je ekonomicky motivujúca pre dodávateľov, aby v čo najväčšej miere optimalizovali svoje obchodné stratégie a tým prispievali ku kontinuálnemu znižovaniu celkových nákladov na odchýlku v sústave v priebehu času. S týmto zreteľom ponúkame ako návrh dvojicu alternatívnych prístupov k určeniu nákladu na odchýlku: o stanovenie ako 2-násobok váženého aritmetického priemeru vypočítaných nákladov jednotlivých dodávateľov v regulovaných segmentoch na odchýlku, o alebo stanovenie ako 2-násobok skutočného nákladu na odchýlku celej sústavy.
Odhad finančného dopadu: V bezprostrednom období z pohľadu koncového odberateľa mierne negatívny, avšak tento negatívny dopad by bol z prevažnej časti kompenzovaný efektívnejšou cenovou súťažou medzi jednotlivými dodávateľmi. Zo strednodobého hľadiska má návrh pozitívny finančný vplyv na koncového odberateľa, nakoľko benchmarkové stanovenie nákladu na odchýlku povedie k vyššej snahe dodávateľov optimalizovať svoje
obchodné stratégie v záujme ekonomického benefitu v každom kalendárnom roku. V strednodobom hľadisku tak bude celkový náklad na odchýlku sústavy klesajúci.
Navrhujeme úpravy koeficientov vo vzorci pre výpočet regulovanej ceny dodávky elektriny:
o Navrhujeme určiť hodnotu koeficientu kt fixne, a to na úrovni 1,15 (resp. 15 %). Fixné určenie koeficientu zvyšuje predikovateľnosť cenových konaní. Na základe porovnania spotových a forwardových cien elektriny za ostatné roky možno konštatovať, že Úradom znížená hodnota kt nekorešponduje s reálnou nákladovosťou činnosti dodávky elektriny.
Predpokladaný finančný dopad: miery nárast v koncovej cene elektriny v priemere o zhruba +0,5 %. o Navrhujeme ustanoviť výšku primeraného zisku na dodávke elektriny regulovaným zákazníkom v domácnostiach fixne na úrovni 5,- EUR/MWh a regulovaným malým podnikom fixne na úrovni 12,- EUR/MWh. Odôvodnenie: bez ohľadu na vývoj ceny komodity, dodávka elektriny je služba s fixnými prevádzkovými nákladmi a ako služba by mala mať v priebehu času rovnakú ziskovosť. Predpokladaný finančný dopad: V koncovej cene elektriny nárast o zhruba +1,5 % pre regulovaných zákazníkov. Na druhej strane sa môže zvýšiť atraktívnosť podnikania v činnosti dodávky elektriny v regulovanom segmente, čo by viedlo k zintenzívneniu konkurencie a hospodárskej súťaže, s pozitívnym vplyvom na koncovú cenu elektriny v dlhšom časovom horizonte.
Náklady na dodávku elektriny na jedno odberné miesto (NDOt) navrhujeme upraviť na minimálne 1,70 EUR na jedno odberné miesto na mesiac. Na základe reálnych nákladov spojených s obsluhou odberného miesta (komunikácia so zákazníkom, náklady na fakturáciu, doručovanie, prevádzkovanie informačného systému, personálne kapacity oddelení zákazníckych služieb a pod.) je možné preukázať, že súčasná hodnota 0,75 EUR/OM/mesiac nepokrýva skutočnú nákladovosť dodávky elektriny do odberného miesta. Naviac zachovávanie statusu quo v určení hodnoty NDOt (a v nedávnom období dokonca prechodné zníženie na 0,65) je v rozpore s dlhodobým vývojom inflácie či vývojom výšky miezd v SR. Súčasná hodnota taktiež nekorešponduje s benchmarkom nákladov na obsluhu zákazníkov v iných sektoroch (telekomunikácie, poštové služby, bankové služby a pod.).
Predpokladaný finančný dopad: zreálnenie nákladov na obsluhu odberného miesta. V celkových nákladoch koncového odberateľa nárast mesačnej platby o +0,95 EUR (ročný náklad +11,40 EUR).
Navrhujeme nahradiť individuálne maximálne cenové stropy pre jednotlivých dodávateľov výpočtom univerzálne platného jednotného cenového stropu, ktorý by zohľadňoval úpravy koeficientu kt, výšky primeraného zisku a fixných nákladov na odberné miesto uvedené v predchádzajúcom bode, a bol ako maximálna východisková cena záväzný pre všetkých dodávateľov elektriny (celoslovenský price-cap), čo znamená:
V prípade jednotarifného produktu dodávky by takto stanovená hodnota predstavovala maximálnu regulovanú jednotkovú cenu.
V prípade dvojtarifného produktu dodávky by takto stanovená hodnota predstavovala základ pre určenie cien vo vysokej a nízkej tarife použitím koeficientov pre VT/NT, ktoré si v zmysle vyhlášky o cenovej regulácii stanoví dodávateľ v rámci svojej obchodnej stratégie individuálne.
Takýto jednotný price-cap by ÚRSO vydával vo forme univerzálneho cenového rozhodnutia pre všetkých dodávateľov elektriny s tým, že ak by niektorý z dodávateľov chcel uplatniť odlišný cenový strop, jeho právo na podanie vlastného cenového návrhu by týmto nebolo dotknuté. Takémuto dodávateľovi by ÚRSO vydal individuálne cenové rozhodnutie na základe individuálneho cenového konania.
V § 32 ods. 4 navrhujeme vypustiť ustanovenie v poslednej vete, ktoré znie: „pričom pre koeficienty KVTDi a KNTDi platí, že koeficient KVTDi musí byť výrazne vyšší ako koeficient KNTDi“, a súčasne v § 35 ods. 4 navrhujeme vypustiť obdobné ustanovenie v znení „pričom pre koeficienty KVTMPi a KNTMPi platí, že koeficient KVTMPi musí byť výrazne vyšší ako koeficient KNTMP“. Odôvodnenie: je na obchodnej politike každého dodávateľa, ako si pomery daných koeficientov nastaví, príp. či i v distribučnej dvojpásmovej tarife bude poskytovať dodávkový dvojtarif de facto s jednou fixnou cenou
Odbúravanie administratívnych záťaží a zvýšenie transparentnosti na trhu s elektrinou:
Navrhujeme ukončiť: (a) schvaľovanie Obchodných podmienok dodávateľa Úradom pre reguláciu sieťových odvetví, (b) záväznosť Vzorových obchodných podmienok, ktoré vydáva ÚRSO, pre dodávateľov poskytujúcich univerzálnu službu. Súčasná prax nie je iba neprimeranou administratívnou bariérou, ale rovnako brzdí rozvoj hospodárskej súťaže a konkurencie. Obchodné podmienky sú bilaterálnym a individuálnym zmluvným dojednaním medzi dodávateľom a odberateľom. Možnosť definovať vlastné obchodné podmienky umožní dodávateľom v konkurenčnom prostredí reálne sa od seba odlíšiť a ponúknuť odberateľovi služby s vyššou pridanou hodnotou, obdobne ako to funguje na maloobchodnom trhu v iných hospodárskych odvetviach. Týmto nie je dotknutá povinnosť dodávateľa predkladať vlastné Obchodné podmienky Úradu pre reguláciu sieťových odvetví pre účel posudzovania a rozhodovania v spotrebiteľských sťažnostiach.
Navrhujeme zjednodušiť formu cenového konania v prípade, ak prevádzkovateľ miestnej distribučnej sústavy preberá cenník prevádzkovateľa nadradenej regionálnej distribučnej sústavy. Ako výlučný podklad pre cenové konanie navrhujeme ustanoviť vo forme novej prílohy k cenovej vyhláške formulár, ktorým prevádzkovateľ MDS Úradu oznámi, že mu (1) za rok t-1 nevznikne prebytok výnosov za distribúciu elektriny a (2) v roku t používa cenník nadradenej sústavy. Na základe tohto oznámenia má prevádzkovateľ právo používať
pri fakturácii ceny z cenníka prevádzkovateľa nadradenej distribučnej sústavy, do ktorej je MDS pripojená.
Analogicky k predošlému bodu navrhujeme, aby bol pre prevádzkovateľa MDS záväzný Prevádzkový poriadok prevádzkovateľa nadradenej distribučnej sústavy. Tým nie je dotknuté právo prevádzkovateľa MDS požiadať ÚRSO o schválenie vlastného Prevádzkového poriadku, zahŕňajúceho špecifiká danej MDS.
Odhad finančného dopadu (spoločne k skupine námetov zameraných na odbúravanie neprimeraných administratívnych záťaží): pozitívny (dané opatrenia nevyvolajú tlak na koncovú cenu), tzn. zníženie administratívnej náročnosti na strane dodávateľov, z čoho môžu profitovať aj koncoví odberatelia elektriny v podobe rozvoja konkurencie a hospodárskej súťaže, čo má spravidla pozitívny vplyv na koncovú cenu elektriny
Ochrana a nediskriminácia spotrebiteľa
Pre odberateľov elektriny s inštalovaným systémom IMS, ktorým sa vyhodnocuje a finančne penalizuje prekračovanie hodnoty účinníka navrhujeme zaviesť strop pre sankciu za prekračovanie hodnôt, a to kumulatívne max. do výšky nákladu na distribúciu (vrátane ceny strát v distribúcii) v rovnakom období. Návrh odôvodňujeme ochranou odberateľa, ktorý síce musí znášať penále za prekračovanie určených parametrov, ale v úmernej a nie neprimeranej (v extrémnych prípadoch likvidačnej) miere. Súčasne je potrebné pripomenúť, že pred inštaláciou IMS sa zariadenia pripojené za predmetným odberným miestom pravdepodobne správali z hľadiska svojich fyzikálnych vlastností rovnako, len prevádzkovateľ distribučnej sústavy hodnotu účinníka nevyhodnocoval. V neposlednom rade zdôrazňujeme, že vyhodnocovanie účinníka na čoraz väčšom počte odberných miestach znamená nárast kreditného rizika prenášaného na dodávateľa v prípade, ak koncový odberateľ elektriny odmieta penále za prekročenie účinníka uhradiť.
Predpokladaný finančný dopad: pozitívny vo forme zavedenia stropu pre penalizáciu prekročenia hodnoty účinníka a vo forme stanovenia stropu pre sankciu, ktorý nie je pre odberateľa potenciálne likvidačný.
Ustanovenie v § 26 ods. 28 navrhujeme spresniť vložením vety: „Prekročenie maximálnej rezervovanej kapacity v odbernom mieste podľa ods. 27 o viac ako 10 % sa nefakturuje za predpokladu, že o to vlastník odberného miesta požiada a súčasne preukáže, že k prekročeniu došlo v dôsledku vyššej moci.“ Návrh odôvodňujeme praxou prevádzkovateľa trakčnej železničnej energetickej sústavy. Z dlhoročných skúseností možno konštatovať, že niekedy dochádza k prekročeniu MRK v trakčnej napájacej stanici (TNS) nezavinene. Napríklad pri výpadku napájania zo susednej TNS a súčasnému nahromadeniu ťažkých vlakových súprav musí jedna TNS pokryť neštandarde vysoký odber. A to napriek skutočnosti, že MRK je vždy nastavená s rezervou, vo väčšine objektov činí rezerva
dokonca 30 – 50 %. Podľa našich informácii analogicky nefakturujú prekročenie MRK vodárenským spoločnostiam niektorí prevádzkovatelia distribučných sústav pri prívalových dažďoch, kedy pracujú naplno všetky čerpadlá v prečerpávacích staniciach splaškových vôd.
Predpokladaný finančný dopad: pozitívny pre majiteľov odberných miest podľa § 26 ods. 27 v prípade prekročení MRK v dôsledku vyššej moci. Z pohľadu prevádzkovateľa distribučnej sústavy, do ktorej je odberné miesto pripojené, neutrálny dopad s ohľadom na skutočnosť, že hodnota MRK sa počíta zo súčtov maximálnych výkonov nameraných v odberných miestach v čase, keď je tento súčet v danom mesiaci najvyšší – prekročenie MRK teda vstupuje do výpočtu MRK v budúcom období.
Sprehľadnenie štruktúry distribučných taríf a ukončenie diskriminácie odberateľov elektriny na základe nemožnosti využívať rovnaké obchodné produkty za rovnaké ceny a pri uplatnení rovnakých podmienok u rôznych prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav:
o Navrhujeme sprehľadniť a zjednodušiť štruktúru distribučných taríf na napäťovej úrovni nízkeho napätia spôsobom zjednotenia distribučných taríf poskytovaných všetkými prevádzkovateľmi regionálnych distribučných sústav, a to v rozsahu: a) počtu poskytovaných taríf (rovnaký u všetkých PDS), (b) zjednotenia ich štruktúry (rovnaká u všetkých PDS), (c) zjednotenia časov a pravidiel pre spínanie VT a NT (vysoká a nízka tarifa), pričom nejednotnosť pravidiel spínania VT/NT a v niektorých prípadoch i podozrenie na nespínanie VT má priamy vplyv na ekonomiku činnosti dodávky elektriny. V prípade, ak niektorý z regionálnych PDS vysokú tarifu nespína, resp. spína ju v časových oknách s minimálnych/žiadnym odberom elektriny na odbernom mieste, spôsobuje tým dodávateľovi ekonomickú škodu vo forme ušlých výnosov. (d) zavedenia jednotných cien distribúcie na Slovensku, pričom skutočné náklady jednotlivých prevádzkovateľov distribučných sústav by sa prerozdeľovali obdobne, ako sa dnes prerozdeľujú medzi jednotlivých prevádzkovateľov sústav výnosy z centrálnej fakturácie tarify za prevádzkovanie systému. Jednotné ceny distribúcie by znamenali ich socializovanie medzi všetkých odberateľov elektriny v SR s tým, že odberatelia s odbernými miestami pripojenými do distribučných sústav so stagnujúcim alebo klesajúcim objemom distribúcie by neboli do budúcnosti vystavení riziku vysokého nárastu ceny distribúcie, ktoré vyplýva z fixného charakteru nákladov na prevádzkovanie sústavy. Odôvodnenie: ukončenie diskriminácie jednotlivých koncových odberateľov elektriny pripojených na napäťovej úrovni NN v závislosti od toho, do ktorej regionálnej distribučnej sústavy sú pripojení.
Navrhujeme v rámci unifikovanej štruktúry distribučných taríf taktiež:
zavedenie samostatnej distribučnej tarify pre odberné miesta s inštalovaným IMS (z pohľadu distribúcie 1-tarif bez blokovania spotrebičov, s možnosťou poskytovania obchodnej variabilnej tarifikácie),
zavedenie samostatnej distribučnej tarify pre nabíjacie stanice elektromobilov (technológia IMS prináša na trh s elektrinou inovatívne možnosti a riešenia, ktoré sa dajú využiť okrem iného aj v rozvíjajúcom sa segmente elektromobility, a to s ekonomickou pridanou hodnotou ako pre prevádzkovateľa distribučnej sústavy, tak i pre dodávateľa elektriny do danej nabíjacej stanice).
Predpokladaný finančný dopad (spoločne pre skupinu námetov zameraných na sprehľadnenie distribučných taríf: Vo všeobecnosti z pohľadu trhu s elektrinou neutrálny, z pohľadu koncového odberateľa elektriny pozitívny v prípade, ak sa mu harmonizáciou distribučných sadzieb rozšíri možnosť výberu z viacerých distribučných sadzieb. Naviac samostatné distribučné tarify pre IMS a elektrické nabíjacie stanice by pre predmetného odberateľa elektriny znamenali možnosť využívať možnosti technológie IMS s možným pozitívnym dopadom na koncový účet za elektrinu.
Definovanie podpory pre využitie biometánu v zariadeniach KVET
Navrhujeme stanoviť pevnú cenu elektriny vyrobenej zo spaľovania biometánu vyrobeného anaeróbnou fermentačnou technológiou dodaného distribučnou sieťou do zariadenia výrobcu elektriny vysokoúčinnou kombinovanou výrobou, a to na úrovni 134,08 eur/MWh. Uvedená výkupná cena, ktorú si uplatní konečný spotrebiteľ biometánu (napríklad teplárenská spoločnosť, ktorá zároveň bude vedieť využiť vyrobené teplo na 100 %) by mala byť určená na refundáciu nákladov na výrobu biometánu len pre existujúce bioplynové stanice a mala by im umožniť efektívne prejsť zo spaľovania bioplynu na výrobu biometánu (vzhľadom na špecifiká nie je repoweringová schéma ako v prípade fotovoltických elektrární vhodnou alternatívou). Vytvorenie biometánového registra umožní obchodovanie so zárukami pôvodu na biometán a bude motivovať dodávať biometán odberateľom, ktorí budú vedieť naplno využiť jeho potenciál v KVET.
Zjednodušene, biometán je de facto bioplynom, ktorého kvalitatívne parametre sú upravené na parametre zemného plynu. V takom prípade je ho možné využiť ako substitúciu zemného plynu, prípadne ho distribuovať spoločne so zemným plynom v existujúcich plynárenských distribučných sieťach. Vzhľadom na to, že ide o domáci zdroj, zadefinovaním jeho podpory by sa mierne zvýšila energetická bezpečnosť a energetická sebestačnosť Slovenskej republiky.
Obmedzenie výkonu zariadenia výrobcu biometánu by malo byť odstránené, pretože podpora výroby elektriny z biometánu sa viaže na zariadenie výrobcu elektriny. Táto limitácia mala zmysel pre bioplynové stanice, avšak pre biometánové stanice nemá zmysel žiadny, pretože biometán môže byť distribučnou sieťou dodaný do rôznych zariadení,
prípadne výrobca elektriny môže nakúpiť biometán z rôznych biometánových staníc. Tento limit tak bráni vzniku väčších a efektívnejších zariadení na výrobu biometánu.
Navrhujeme tiež začať diskusiu o nastavení podpory výroby a využívania biometánu v nových zariadeniach. Biometán by bol vyrábaný z biologicky rozložiteľného odpadu, ako obnoviteľného zdroja tepla a elektriny, ktorý môže prispieť k zvyšovaniu podielu obnoviteľných zdrojov energie v systémoch centrálneho zásobovania teplom (CZT) – prostredníctvom mechanizmu umožňujúceho zmeniť výšku podpory v prípade, ak by výrobca s už schválenou podporou výroby elektriny vysokoúčinnou kombinovanou výrobou nahradil pôvodný zdroj energie biometánom pre zariadenia s inštalovaným výkonom výrobcu elektriny nad 1 MW (ide najmä o náhradu vykurovacieho oleja, uhlia a biomasy, resp. v horizonte po roku 2030 aj zemného plynu). Využívanie biometánu vyrobeného z biologicky rozložiteľného odpadu umožní plniť kumulatívne viaceré ciele SR v oblasti nakladania s odpadom (obmedzenie skládkovania, cirkulárna ekonomika), ochrany klímy (zvyšovanie podielu OZE v CZT), ochrany ovzdušia (nízke úrovne emisií v porovnaní s biomasou) a je plne s súlade s Integrovaným energetickým a klimatickým plánom, Nízkouhlíkovou stratégiou a ďalšími strategickými dokumentmi na úrovni Slovenska a EÚ.
Pre úspešné zavedenie využívania biologicky rozložiteľného odpadu ako zdroja biometánu a jeho využívania na výrobu elektriny a tepla v KVET je nutná predchádzajúca diskusia s účastníkmi trhu, v rámci ktorej budú posúdené a následne implementované opatrenia, vrátane regulačných opatrení, motivujúcich systémy CZT využívať tento zdroj energie so zohľadnením vplyvu na odberateľov elektriny a tepla. |
