246/2023 Z. z.

Časová verzia predpisu účinná od 01.07.2023

Obsah zobrazeného právneho predpisu má informatívny charakter, právne záväzný obsah sa nachádza v pdf verzii právneho predpisu.

246
VYHLÁŠKA
Úradu pre reguláciu sieťových odvetví
zo 14. júna 2023,
ktorou sa ustanovuje cenová regulácia vybraných regulovaných činností v elektroenergetike a niektoré podmienky vykonávania vybraných regulovaných činností v elektroenergetike
Úrad pre reguláciu sieťových odvetví (ďalej len „úrad“) podľa § 40 ods. 1 písm. a) až i) a l) až n) zákona č. 250/2012 Z. z. o regulácii v sieťových odvetviach v znení neskorších predpisov (ďalej len „zákon o regulácii“) a § 19 ods. 2 písm. c) zákona č. 309/2009 Z. z. o podpore obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnej kombinovanej výroby a o zmene a doplnení niektorých zákonov (ďalej len „zákon o podpore“) ustanovuje:
§ 1
Základné pojmy
Na účely tejto vyhlášky sa rozumie
a)
regulačným obdobím 6. regulačné obdobie od 1. januára 2023,
b)
regulačným rokom kalendárny rok,
c)
rokom t regulačný rok, na ktorý sa určuje alebo platí cena,
d)
rokom t+n n-tý rok nasledujúci po roku t,
e)
rokom t-n n-tý rok predchádzajúci roku t,
f)
východiskovým rokom rok 2021,
g)
jednotkou množstva elektriny 1 MWh,
h)
ITC mechanizmom kompenzačný mechanizmus pri zúčtovaní a vysporiadaní platieb za použitie národných prenosových sústav pre cezhraničnú výmenu elektriny,
i)
technologickou časťou zariadenia výrobcu elektriny súbor jednotlivých technologických častí zariadenia na výrobu elektriny nevyhnutných na výrobu elektriny tvoriaci jeden technologický celok pozostávajúci najmä zo zariadenia na skladovanie primárneho zdroja energie, zariadenia na úpravu primárneho zdroja energie, zariadenia, v ktorom sa vykonáva premena formy primárnej energie na elektrinu, zariadenia vykonávajúceho kvalitatívnu úpravu elektriny, meracieho zariadenia, riadiaceho zariadenia, kontrolného zariadenia a zariadenia na ochranu životného prostredia,
j)
výstavbou zariadenia na výrobu elektriny výstavba nového zariadenia na výrobu elektriny na základe stavebného povolenia alebo ohlásenia stavebnému úradu o realizácii drobnej stavby alebo stavebných úprav,
k)
nadradenou sústavou prenosová sústava alebo regionálna distribučná sústava, do ktorej je pripojená miestna distribučná sústava, odberateľ elektriny alebo výrobca elektriny, alebo miestna distribučná sústava, do ktorej je pripojená iná miestna distribučná sústava, odberateľ elektriny alebo výrobca elektriny.
§ 2
Rozsah cenovej regulácie
Cenová regulácia vybraných regulovaných činností v elektroenergetike sa vzťahuje na
a)
pripojenie do sústavy,
b)
prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny,
c)
prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny,
d)
poskytovanie podporných služieb,
e)
poskytovanie systémových služieb,
f)
výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,
g)
určenie tarify za prevádzkovanie systému.
§ 3
Spôsoby vykonávania cenovej regulácie
Cenová regulácia sa vykonáva
a)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za pripojenie do sústavy,
b)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny,
c)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny a tarify za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny,
d)
určením spôsobu výpočtu maximálnej ceny za poskytovanie podporných služieb,
e)
určením spôsobu výpočtu pevnej ceny a tarify za poskytovanie systémových služieb,
f)
určením spôsobu výpočtu pevnej ceny a tarify za prevádzkovanie systému a výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,
g)
priamym určením tarify a určením spôsobu výpočtu tarify alebo rozdelením nákladov podľa osobitných predpisov.1)
§ 4
Rozsah, štruktúra a výška ekonomicky oprávnených nákladov
(1)
Ekonomicky oprávnenými nákladmi sú
a)
náklady na obstaranie regulačnej elektriny,2)
b)
náklady na obstaranie elektriny na vlastnú spotrebu a krytie strát pri prenose elektriny a distribúcii elektriny vrátane nákladov na vyrovnanie odchýlky pri prenose elektriny a distribúcii elektriny,
c)
výrobné a prevádzkové náklady zahrňujúce náklady na energie, suroviny a technologické hmoty,
d)
osobné náklady3) a priemerné osobné náklady na jedného zamestnanca na rok t zvýšené oproti určeným nákladom na rok t-1 najviac o výšku aritmetického priemeru zverejnených hodnôt ukazovateľa „Index nominálnej mzdy“ za obdobie od 3.Q roku t-2 po 2.Q roku t-1 zverejnených na webovom sídle Štatistického úradu Slovenskej republiky (ďalej len „štatistický úrad“),
e)
náklady na plnenie povinností podľa osobitných predpisov,4) pri poplatkoch za znečisťovanie ovzdušia len poplatky za znečisťujúce látky vypustené do ovzdušia pri dodržaní podmienok a požiadaviek podľa osobitného predpisu5) a pri skleníkových plynoch len náklady najviac do 100 % na nákup emisných kvót nad množstvo bezodplatne pridelených a potrebných na vykonávanie regulovanej činnosti; pri skleníkových plynoch sú ekonomicky oprávnenými nákladmi náklady na nákup emisných kvót vypočítané ako množstvo spotrebovaných ton CO2 krát cena určená ako aritmetický priemer denných uzatváracích cien oficiálneho kurzového lístka zverejneného burzou EEX na jej webovom sídle, za produkt EU Emission Allowances – Spot Market v euro/t CO2 za obdobie šiestich kalendárnych mesiacov predchádzajúcich mesiacu, v ktorom sa začalo konanie o cenovej regulácii (ďalej len „cenové konanie“),
f)
odpisy majetku;6) pri hmotnom majetku sa za ekonomicky oprávnené náklady považuje rovnomerné odpisovanie hmotného majetku využívaného len na výkon regulovanej činnosti a pri nehmotnom majetku sa za ekonomicky oprávnené náklady považuje ročný odpis 25 % z obstarávacej ceny nehmotného majetku využívaného len na výkon regulovanej činnosti,
g)
nájomné za prenájom hmotného majetku a nehmotného majetku od tretích osôb, ktorý sa využíva len na výkon regulovanej činnosti vo výške odpisov podľa písm. f),
h)
náklady na opravy a údržbu majetku využívaného na zabezpečenie regulovanej činnosti v rozsahu zabezpečujúcom výkon regulovanej činnosti okrem nákladov vynaložených na technické zhodnotenie hmotného majetku a nehmotného majetku podľa osobitného predpisu,7)
i)
úrok z úveru poskytnutého bankou alebo pobočkou zahraničnej banky8) na obstaranie hmotného majetku alebo nehmotného majetku, ktorý sa využíva len na výkon regulovanej činnosti,
j)
úrok z úveru na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady v súvislosti s výkonom činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou podľa osobitného predpisu9) maximálne vo výške obvyklej pre porovnateľné úvery,
k)
režijné náklady, pričom náklady na marketing a konzultačné služby v maximálnej výške 10 % z nákladov na opravy a údržbu majetku využívaného na zabezpečenie regulovanej činnosti podľa písmena h); obmedzenie sa nevzťahuje na organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,
l)
úrok z dlhopisu vydaného regulovaným subjektom do hodnoty úroku rovnajúceho sa aritmetickému priemeru hodnôt mesačných priemerov ukazovateľa 12M EURIBOR za obdobie posledných 12 mesiacov predchádzajúcich mesiacu, v ktorom sa začalo cenové konanie, zverejnených na webovom sídle www.euribor-ebf.eu v časti Euribor rates, na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady súvisiace s nákupom elektriny na straty a úhradu doplatku podľa § 3 ods. 1 písm. c) zákona o podpore,
m)
náklady na projekty spoločného záujmu podľa osobitného predpisu,10)
n)
náklady na odpis nedobytných pohľadávok, ktoré vznikli od 1. septembra 2021 v súvislosti s poskytovaním služieb, za ktoré sa uplatňuje cena za prístup do prenosovej sústavy a prenos elektriny, cena za prístup do distribučnej sústavy a distribúciu elektriny a v súvislosti s ukončením zmlúv o zúčtovaní odchýlky z dôvodu ukončenia činnosti dodávateľov elektriny najviac 50 % z nedobytnej pohľadávky v 36. ucelenom kalendárnom mesiaci od jej vzniku,
o)
prevádzkové náklady na realizáciu a prevádzku projektov výskumu a vývoja11) súvisiacich s výkonom vybraných regulovaných činností v elektroenergetike v sume schválenej úradom.
(2)
Ekonomicky oprávnenými nákladmi nie sú
a)
sankcie, s výnimkou úradom odsúhlasených sankcií uplatnených poskytovateľmi podporných služieb voči prevádzkovateľovi prenosovej sústavy, z dôvodu odstúpenia od príslušných zmlúv týkajúcich sa poskytovania podporných služieb, len za účelom zvýšenia ekonomickej efektivity využívania schválených nákladov na podporné služby, bez ohrozenia bezpečnosti prevádzky sústavy, po jednoznačnom preukázaní úspory nákladov vynaložených na podporné služby,
b)
náklady vynaložené v súvislosti s nevyužívanými prevádzkami a výrobnými kapacitami,
c)
odpisy nevyužívaného dlhodobého majetku, odpisy „goodwill“ a odpisy hmotného majetku a nehmotného majetku vylúčeného z odpisovania,12)
d)
odmeny členov štatutárnych orgánov a ďalších orgánov právnických osôb za výkon funkcie, ktorí nie sú v pracovnoprávnom vzťahu s regulovaným subjektom,
e)
platby poistného za poistenie zodpovednosti za škody spôsobené členmi štatutárnych orgánov a členmi iných orgánov regulovaného subjektu,
f)
príspevky na doplnkové dôchodkové sporenie13) platené zamestnávateľom okrem príspevkov na doplnkové dôchodkové sporenie podľa odseku 1 písm. e), príspevky na životné poistenie a účelové sporenie zamestnanca platené zamestnávateľom,
g)
odstupné a odchodné presahujúce sumu podľa § 76 a 76a Zákonníka práce,
h)
príspevky na stravovanie zamestnancov nad rozsah podľa § 152 Zákonníka práce,
i)
cestovné náhrady nad rozsah podľa osobitného predpisu,14)
j)
tvorba sociálneho fondu nad rozsah podľa osobitného predpisu,15)
k)
náklady na poskytovanie ochranných pracovných prostriedkov nad rozsah podľa osobitného predpisu,16)
l)
dobrovoľné poistenie osôb,
m)
manká a škody na majetku vrátane škody zo zníženia cien nevyužiteľných zásob a likvidácie zásob,
n)
náklady vyplývajúce z chýb vo výpočtoch, v kalkulačných prepočtoch alebo v účtovníctve, duplicitne účtované náklady,
o)
náklady na reprezentáciu a dary,
p)
odmeny a dary pri životných jubileách a pri odchode do dôchodku,
q)
náklady na starostlivosť o zdravie zamestnancov a na vlastné zdravotnícke zariadenia nad rozsah podľa osobitných predpisov,17)
r)
príspevky a náklady na rekreačné, regeneračné, rekondičné a ozdravné pobyty, ak povinnosť ich uhrádzania neustanovuje osobitný predpis,18)
s)
náklady na údržbu a prevádzku školiacich a rekreačných zariadení,
t)
daň z nehnuteľnosti platená za školiace a rekreačné zariadenia,
u)
štipendiá poskytnuté žiakom stredných škôl a študentom,
v)
odpis nedobytnej pohľadávky nad rozsah podľa odseku 1 písm. m),
w)
tvorba rezerv nad rozsah podľa osobitného predpisu,19)
x)
rozdiely zo zmien použitých účtovných metód a účtovných zásad,20)
y)
tvorba opravných položiek,
z)
náklady vynaložené na odstránenie nedostatkov zistených pri kolaudačnom konaní,
aa)
náklady spojené s prípravou a zabezpečením nerealizovanej investičnej výstavby,
ab)
straty z predaja dlhodobého majetku a zásob,
ac)
zostatková cena predaného alebo vyradeného hmotného majetku a nehmotného majetku,
ad)
náklady na reklamu alebo propagáciu uskutočňovanú formou podpory športových, kultúrnych a zábavných podujatí a iných činností,
ae)
spotreba pohonných látok nad rozsah podľa osobitného predpisu,21)
af)
náklady na výkon regulovanej činnosti, ktoré sú vyššie ako náklady zistené na základe overovania primeranosti nákladov podľa § 31 ods. 3 písm. d) zákona o regulácii, ktoré sú zabezpečované regulovaným subjektom, iným ako regulovaným subjektom alebo subjektom, ktorý je alebo bol súčasťou vertikálne integrovaného podniku,22)
ag)
straty z obchodov s finančnými derivátmi a komoditnými derivátmi,
ah)
náklady na náhradu škody, ktorá vznikne v dôsledku protiprávneho konania regulovaného subjektu,
ai)
vyplatené kompenzačné platby podľa osobitného predpisu,23)
aj)
iné náklady, ktoré nie sú uvedené v odseku 1.
(3)
Ak regulovaný subjekt vykonáva súčasne regulované aj neregulované činnosti alebo vykonáva súčasne viacero regulovaných činností, do ekonomicky oprávnených nákladov na regulovanú činnosť sa zahrnú len preukázateľné náklady priradené na danú činnosť podľa pravidiel pre rozvrhovanie nákladov, výnosov, aktív a pasív schválenými úradom.
(4)
Pri určení výšky ekonomicky oprávnených nákladov podľa odseku 1 písm. n) sa vychádza z hodnotenia projektov predložených na schválenie regulovaným subjektom v návrhu ceny. V cenovom konaní na základe hodnotenia projektov úradom sa určí výška ekonomicky oprávnených nákladov na realizáciu projektu. Výška ekonomicky oprávnených nákladov na realizáciu a prevádzku projektov výskumu a vývoja nesmie presiahnuť 1 000 000 eur za regulovaný subjekt a regulačne obdobie.
§ 5
Spôsob určenia miery výnosnosti regulačnej bázy aktív
(1)
Miera výnosnosti regulačnej bázy aktív sa určuje na regulačné obdobie a zohľadňuje
a)
návratnosť prevádzkových aktív používaných len pre zabezpečenie regulovanej činnosti,
b)
rozsah potrebných investícií na zabezpečenie dlhodobej spoľahlivej, bezpečnej a udržateľnej prevádzky aktív používaných pri výkone regulovanej činnosti,
c)
stimuláciu regulovaných subjektov financovať aktíva z verejných prostriedkov poskytovaných z rozpočtu Európskej únie,
d)
stimuláciu úradom v rámci cenového konania schválených investícií do aktív používaných na
1.
pripájanie zariadení na výrobu elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a zariadení na výrobu elektriny vysoko účinnej kombinovanou výrobou,
2.
pripájanie zariadení na uskladňovanie elektriny a na nabíjanie elektrických vozidiel,
3.
pripájanie zariadení poskytujúcich podporné služby elektrizačnej sústave a služby flexibility vrátane zariadení poskytujúcich nefrekvenčné podporné služby,
4.
rozvoj a obnovu zariadení na automatizáciu a digitalizáciu sústav,
5.
zvyšovanie kvality služieb pre užívateľov sústav a koncových odberateľov elektriny.
(2)
Miera výnosnosti regulačnej bázy aktív pred zdanením na regulačné obdobie sa vyjadruje ako vážený priemer nákladov na kapitál WACC pred zdanením, určený v percentuálnej hodnote, matematicky zaokrúhlenej na dve desatinné miesta, a vypočíta sa podľa vzorca
kde
a)
Ke sú náklady na vlastný kapitál v percentách určené podľa odseku 3,
b)
Kd sú náklady na cudzí kapitál v percentách, ktorý sa ustanovuje na celé regulačné obdobie vo výške 2,72 %,
c)
E
E
+
D
je podiel vlastného majetku na celkovom majetku, ktorý sa ustanovuje na celé regulačné obdobie vo výške 40 %,
d)
D
E
+
D
je podiel cudzieho majetku na celkovom majetku, ktorý sa ustanovuje na celé regulačné obdobie vo výške 60 %,
e)
T je sadzba dane z príjmov právnických osôb v roku t v percentách.
(3)
Náklady na vlastný kapitál Ke sa vypočítajú podľa vzorca

K
e
=
R
f
+
β
l
e
v
e
r
e
d
×
M
R
P
,
kde
a)
Rf je bezriziková výnosová miera, ktorá sa na regulačné obdobie ustanovuje vo výške 1,30 %,
b)
βlevered je vážený beta koeficient vyjadrujúci systematické riziko, citlivosť konkrétneho odvetvia na zmenu trhu, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
βunlevered je nevážený beta koeficient bez vplyvu sadzby dane z príjmov a podielu cudzích zdrojov, pre regulačné obdobie sa ustanovuje vo výške 0,48,
2.
D/E je pomer cudzích zdrojov k vlastnému majetku, ktorý sa ustanovuje na celé regulačné obdobie vo výške 1,5,
c)
MRP je trhová riziková prirážka, ktorá sa na regulačné obdobie ustanovuje vo výške 5,08 %.
(4)
Hodnota WACC pred zdanením sa na regulačné obdobie ustanovuje vo výške 4,99 %. Ak sa určí nová hodnota WACC na rok t podľa odseku 5, hodnota WACC podľa prvej vety sa na rok t a zvyšok regulačného obdobia nepoužije.
(5)
Ak relatívna odchýlka medzi rokmi t-2 a t-1 v niektorom z parametrov vstupujúcich do výpočtu WACC, podrobne ustanovených v prílohe č. 1, v priebehu regulačného obdobia bude vyššia ako 20 %, určí sa nová hodnota WACC na rok t a na zvyšok regulačného obdobia, ktorá sa zverejňuje na webovom sídle úradu najneskôr do 31. júla roku t-1. Relatívna zmena vyjadrená ako hodnota pomeru medzi aktuálnou číselnou hodnotou WACC a novou číselnou hodnotou WACC nepresiahne 10 %, teda pomer nepresiahne hodnoty uzavretého matematického intervalu [0,9 – 1,1].
(6)
Na účely dosiahnutia cieľov podľa odseku 1 písm. c) sa nominálna hodnota WACC pred zdanením v percentách zvýši o prémiu, ktorej nominálna hodnota je 2 % a uplatní sa na časť regulačnej bázy aktív, ktorej obstaranie bolo financované z podporných programov Európskej únie a súčasne ktorej spolufinancovanie regulovaným subjektom nepresiahlo 50 % z celkovej hodnoty investície. V návrhu ceny regulovaného subjektu sa predkladá na rok t rozsah potrebných aktív vrátane obstarávacej ceny, ktoré boli obstarané podľa odseku 1 písm. c) a zaradené do regulačnej bázy aktív od začiatku regulačného obdobia do roku t-1, pričom hodnota WACC pred zdanením navýšená podľa tohto odseku sa uplatní len pre tú časť majetku, ktorej obstaranie financoval regulovaný subjekt. Do regulačnej bázy aktív sa na účely cenovej regulácie nezapočítava časť majetku, ktorá bola financovaná z verejných prostriedkov poskytovaných z rozpočtu Európskej únie.
(7)
Na účely dosiahnutia cieľov podľa odseku 1 písm. d) sa nominálna hodnota WACC pred zdanením v percentách zvýši o prémiu, ktorej nominálna hodnota je 2 % a uplatní sa na aktíva podľa odseku 1 písm. d). V návrhu ceny regulovaného subjektu sa predkladá na rok t rozsah potrebných obstaraných aktív podľa odseku 1 písm. d), vrátane obstarávacej ceny, zaradených do regulačnej bázy aktív od začiatku regulačného obdobia do roku t-1, pričom hodnota WACC pred zdanením navýšená podľa tohto odseku sa uplatní len pre tú časť majetku, ktorej obstaranie financoval regulovaný subjekt.
(8)
Zoznam plánovaných investícií do aktív podľa odseku 1 písm. c) a d) sa predkladá najneskôr 30 dní pred predložením návrhu ceny podľa § 14 zákona o regulácii, pričom na návrhy cien na rok 2023 sa táto podmienka nevzťahuje a zoznam príslušných plánovaných investícií sa predkladá spolu s návrhom ceny.
(9)
Navýšenie hodnoty WACC o prémiu podľa odseku 7 a 8 sa nekumuluje.
§ 6
(1)
Peňažné hodnoty sa na výpočet ceny matematicky zaokrúhľujú na štyri desatinné miesta. Mesačná platba za jedno odberné miesto alebo odovzdávacie miesto sa matematicky zaokrúhľuje na dve desatinné miesta.
(2)
Ceny podľa tejto vyhlášky sú uvádzané bez dane z pridanej hodnoty.
(3)
Na webovom sídle úradu sa zverejňujú spolu s právoplatným cenovým rozhodnutím údaje podľa § 14 ods. 12 zákona o regulácii, ktoré sú započítané do určenej alebo schválenej ceny, a to
a)
celkové údaje o ekonomicky oprávnených nákladoch,
b)
celkové údaje o rozsahu investícií,
c)
údaje o primeranom zisku.
§ 7
Tarifa za prevádzkovanie systému
(1)
Tarifa za prevádzkovanie systému TPSt sa uplatňuje v eurách na jednotku množstva elektriny pre
a)
rok 2023 na koncovú spotrebu elektriny,
b)
rok 2024 a nasledujúce roky na koncovú spotrebu elektriny odobratej zo sústavy.
(2)
Tarifa za prevádzkovanie systému môže byť diferencovaná na viaceré hodnoty sadzieb TPSi,t, ktoré sa uplatnia individuálne pre jednotlivé skupiny odberných miest koncových odberateľov elektriny, pričom pre priradenie odberného miesta koncového odberateľa elektriny do príslušnej skupiny platí, že
a)
pre rok 2023 sa pre priradenie odberného miesta koncového odberateľa elektriny do príslušnej skupiny vyhodnocuje očakávaná výška koncovej spotreby elektriny za rok t-1 v odbernom mieste odberateľa elektriny,
b)
pre rok 2024 a nasledujúce roky sa pre priradenie odberného miesta koncového odberateľa elektriny do príslušnej skupiny vyhodnocuje očakávaná výška koncovej spotreby elektriny odobratej zo sústavy za rok t-1 na všetkých odberných miestach odberateľa elektriny,
c)
odberné miesta koncových odberateľov elektriny sa priraďujú podľa výšky očakávanej koncovej spotreby elektriny, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému do týchto skupín:
1.
skupina 1 sú odberné miesta koncových odberateľov elektriny s očakávanou koncovou spotrebou elektriny, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému za rok t-1 vyhodnotenou podľa písmen a) a b) do 1 GWh vrátane,
2.
skupina 2 sú odberné miesta koncových odberateľov elektriny s očakávanou koncovou spotrebou elektriny, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému za rok t-1 vyhodnotenou podľa písmen a) a b) nad 1 GWh do 100 GWh vrátane,
3.
skupina 3 sú odberné miesta koncových odberateľov elektriny s očakávanou koncovou spotrebou elektriny, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému za rok t-1 vyhodnotenou podľa písmen a) a b) nad 100 GWh a odberné miesta odberateľov elektriny, ktorým bola pre rok t určená individuálna sadzba tarify za prevádzkovanie systému.
(3)
Pre tarifu za prevádzkovanie systému platí, že

i
=
1
k
T
P
S
i
,
t
×
Q
P
K
S
t
p
s
i
,
t
=
N
P
S
t
,
kde
a)
TPSi,t je sadzba tarify za prevádzkovanie systému uplatnená na koncovú spotrebu elektriny v i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny v roku t,
b)
QPKStpsi,t je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
c)
k je celkový počet skupín odberných miest odberateľov elektriny v roku t,
d)
NPSt sú plánované náklady na prevádzkovanie systému v eurách v roku t, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca
(4)
Na výpočet plánovaných nákladov na prevádzkovanie systému v roku t NPSt podľa odseku 3 písm. d) sa veličinami vzorcov rozumejú
a)
DOPt pevná cena elektriny vyrobenej z domáceho uhlia v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny,
b)
QDEt plánovaný objem elektriny určený rozhodnutím Ministerstva hospodárstva Slovenskej republiky (ďalej len „ministerstvo hospodárstva“) o uložení povinnosti vo všeobecnom hospodárskom záujme vyrábať elektrinu z domáceho uhlia a dodávať elektrinu vyrobenú z domáceho uhlia v jednotkách množstva elektriny na rok t,
c)
Nozekvt celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách v roku t, ktoré sa vypočítajú podľa odseku 5,
d)
PNOTt schválené alebo určené plánované náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť nákladov na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou v eurách na rok t,
e)
Noktet náklady na výkon ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách v roku t,
f)
DNPSt schválené dodatočné náklady na prevádzkovanie systému v eurách na rok t, ktoré sa vypočítajú podľa odseku 11,
g)
KVPTPSt korekcia vplyvu pásmovej tarify za prevádzkovanie systému v eurách na rok t, ktorá sa vypočíta podľa odseku 12,
h)
PNtsst schválené alebo určené plánované náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť nákladov na systémové služby zohľadnené v nákladoch na prevádzkovanie systému v eurách na rok t,
i)
NSPOTj,tschválené náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť z nákladov j-tého prevádzkovateľa prenosovej alebo regionálnej distribučnej sústavy na nákup elektriny na krytie strát elektriny pri prenose alebo distribúcii elektriny v eurách, zohľadnené v nákladoch na prevádzkovanie systému v roku t. Pre rok t = 2023 sa vypočítajú podľa odseku 13 a pre rok t = 2024 a nasledujúce roky sa vypočítajú podľa odseku 14,
j)
n počet subjektov uplatňujúcich si korekciu neuhradených nákladov na straty elektriny pri distribúcii elektriny a prenose elektriny.
(5)
Celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách v roku t sa vypočítajú podľa vzorca

,
kde
a) PNDt 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
kde
1.
PQDti 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,
2.
CEPSDti je cena elektriny pre stanovenie doplatku pre i-té zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
3.
PCVEt je plánovaná priemerná cena vykupovanej elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
4.
n je počet zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t,
b)
PNPt 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
kde
1.
PQPti 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,
2.
CEPSPti je cena elektriny pre stanovenie príplatku pre i-té zariadenie na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
3.
PCVEt je plánovaná priemerná cena vykupovanej elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
4.
n je počet zariadení na výrobu elektriny výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t,
c)
PNVEt sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť výkupcu elektriny v roku t v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca
kde
1.
PQEvti je plánované množstvo elektriny s nárokom na podporu výkupom elektriny podľa § 3 ods. 1 písm. b) zákona o podpore a prevzatím zodpovednosti za odchýlku podľa § 3 ods. 1 písm. d) zákona o podpore vykúpenej i-tým výkupcom elektriny v režime prenesenej zodpovednosti za odchýlku v jednotkách množstva elektriny v roku t,
2.
PUCVEti je plánovaná úhrada za činnosť i-tého výkupcu elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t,
3.
PNVEti sú plánované nadvýnosy i-tého výkupcu elektriny z vykúpenej elektriny v eurách na rok t,
4.
n je počet výkupcov elektriny v roku t,
d)
PNFt 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,
e)
PNDEt 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 súvislosti s regulovanou činnosťou v roku t v eurách,
f)
PFPt je plánovaná výška finančných prostriedkov poskytnutých na rok t ministerstvom hospodárstva na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory v roku t v eurách,
g)
Kprdsj,t je korekcia zostatku neuhradených nákladov vynaložených j-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 8,
h)
n je počet prevádzkovateľov regionálnych distribučných sústav,
i)
Kozekvt je korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách v roku t, ktorá sa vypočíta podľa odseku 9,
j)
KOKTEt je korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou za regulačné obdobie 2017 až 2022 (ďalej len „piate regulačné obdobie“) v eurách na rok t, ktorá sa vypočíta podľa odseku 10.
(6)
Tarifa za prevádzkovanie systému sa neuplatňuje
a)
za vlastnú spotrebu elektriny pri výrobe elektriny, ktorá nie je odobratá zo sústavy,
b)
za spotrebu elektriny na uskladňovanie v zariadeniach na uskladňovanie elektriny,
c)
na straty elektriny v sústave,
d)
za vlastnú spotrebu elektriny prevádzkovateľa sústavy pri prevádzkovaní sústavy,
e)
za elektrinu potrebnú na export elektriny,
f)
za spotrebu elektriny pri skúškach po ukončení výstavby zariadenia na výrobu elektriny alebo zariadenia na uskladňovanie elektriny pred jeho uvedením do prevádzky, ak takéto skúšky sú vykonané prostredníctvom odberu elektriny z prenosovej sústavy,
g)
za vlastnú spotrebu elektriny výrobcu elektriny v zariadení na výrobu elektriny a prevádzkovateľa zariadení na uskladňovanie elektriny, ktorí nepodnikajú v energetike,
h)
za elektrinu dodanú priamym vedením odberateľovi elektriny výrobcom elektriny v zariadení na výrobu elektriny a prevádzkovateľom zariadenia na uskladňovanie elektriny, ktorí nepodnikajú v energetike,
i)
za spotrebu elektriny vyrobenej v zariadení na výrobu elektriny, ktoré nie je pripojené do sústavy a je trvalo oddelené od sústavy,
j)
za elektrinu vyrobenú v zariadení na kombinovanú výrobu a spotrebovanú na výrobu tepla z obnoviteľných zdrojov energie využitého v centralizovanom zásobovaní teplom, podľa § 3 ods. 16 zákona o podpore,
k)
za elektrinu vyrobenú v lokálnom zdroji a spotrebovanú v odbernom mieste identickom s odovzdávacím miestom lokálneho zdroja, podľa § 4b ods. 19 zákona o podpore.
(7)
Na účely cenovej regulácie do 30. apríla roku t predkladá organizátor krátkodobého trhu s elektrinou, prevádzkovateľ prenosovej sústavy a prevádzkovateľ distribučnej sústavy údaje o skutočných množstvách elektriny v roku t-1, očakávaných množstvách elektriny v roku t a plánovaných množstvách elektriny na rok t+1 odobratej koncovým odberateľom elektriny, ako aj údaje o skutočných nákladoch a skutočných výnosoch za prevádzkovanie systému v roku t-1.
(8)
Korekcia zostatku neuhradených nákladov vynaložených j-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 Kprdsj,t sa vypočíta podľa vzorca
Kprdsj,2023 = PVtpsj,2021 – SVtpsj,2021,
kde
a)
PVtpsj,2021 sú plánované výnosy j-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy z uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému určenej rozhodnutím pre j-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v roku 2021 v eurách,
b)
SVtpsj,2021 sú skutočné výnosy j-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy z uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému určenej rozhodnutím pre j-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v roku 2021 v eurách.
(9)
Korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách v roku t Kozekvt sa vypočíta na rok
a)
t = 2023 podľa vzorca
K
o
z
e
k
v
2023
=
0
,
b)
t = 2024 a nasledujúce roky podľa vzorca
kde
1.
SNozekvt-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 pre výpočet Kozekvt pre rok t = 2024 rovnajú 0 a pre výpočet Kozekvt pre rok t = 2025 a nasledujúce roky sa vypočítajú podľa vzorca
SNozekvt–2 = SNDt–2 +SNPt–2 + SNVEt–2 – SFPt–2,
kde
1a.
SNDt-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,
1b.
SNPt-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,
1c.
SNVEt-2 sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť výkupcu elektriny v roku t-2 v eurách,
1d.
SFPt-2 je skutočná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory v roku t-2 v eurách,
2.
ONozekvt-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 pre výpočet Kozekvt pre rok t = 2024 rovnajú 0 a pre výpočet Kozekvt pre rok t = 2025 a nasledujúce roky sa vypočítajú podľa vzorca
ONozekvt2 = ONDt–2 + ONPt–2 + ONVEt–2 – OFPt–2,
kde
2a.
ONDt-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,
2b.
ONPt-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,
2c.
ONVEt-2 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť výkupcu elektriny na rok t-2 v eurách,
2d.
OFPt-2 je očakávaná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory na rok t-2 v eurách,
3.
OVozekvt-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 pre výpočet Kozekvt pre rok t = 2024 rovnajú 0 a pre výpočet Kozekvt pre rok t = 2025 a nasledujúce roky sa vypočítajú podľa vzorca
kde
3a.
Nozekvt-2 sú celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách v roku t-2,
3b.
Kprdsj,t-2 je korekcia zostatku neuhradených nákladov vynaložených j-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 v roku t-2,
3c.
KOKTEt-2 je korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou za piate regulačné obdobie v eurách v roku t-2,
3d.
QOKStpst-2 je celková očakávaná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t-2, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
3e.
QPKStpst-2 je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t-2, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
4.
SVozekvt-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 pre výpočet Kozekvt pre rok t = 2024 rovnajú 0 a pre výpočet Kozekvt pre rok t = 2025 a nasledujúce roky sa vypočítajú podľa vzorca
kde
QSKStpst-2 je celková skutočná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
5.
ONozekvt-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
ONOZEKVT1 = ONDt1 + ONPt–1 + ONVEt–1 – OFPt–1,
kde
5a.
ONDt-1 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na doplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t-1 v eurách,
5b.
ONPt-1 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na príplatok pre výrobcov elektriny z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t-1 v eurách,
5c.
ONVEt-1 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť výkupcu elektriny v roku t-1 v eurách,
5d.
OFPt-1 je očakávaná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory v roku t-1 v eurách,
6.
PNozekvt-1 sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v roku t-1 v eurách, ktoré sa vypočítajú podľa vzorca
PNozekvt–1 = PNDt–1 + PNPt–1 + PNVEt–1 – PFPt–1,
kde
6a.
PNDt-1 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-1 v eurách,
6b.
PNPt-1 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-1 v eurách,
6c.
PNVEt-1 sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na úhradu za činnosť výkupcu elektriny v roku t-1 v eurách,
6d.
PFPt-1 je plánovaná výška finančných prostriedkov poskytnutých ministerstvom hospodárstva na financovanie nákladov vynaložených na zúčtovanie podpory v roku t-1 v eurách,
7.
PVozekvt-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
7a.
Nozekvt-1 sú celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách v roku t-1,
7b.
Kprdsj,t-1 je korekcia zostatku neuhradených nákladov vynaložených j-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 v roku t-1,
7c.
KOKTEt-1 je korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou za piate regulačné obdobie v eurách v roku t-1,
8.
OVozekvt-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
8a.
Nozekvt-1 sú celkové plánované náklady na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou v eurách v roku t-1,
8b.
Kprdsj,t-1 je korekcia zostatku neuhradených nákladov vynaložených j-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 v roku t-1,
8c.
KOKTEt-1 je korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou za piate regulačné obdobie v eurách v roku t-1,
8d.
QOKStpst-1 je celková očakávaná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t-1, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
8e.
QPKStpst-1 je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t-1, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému.
(10)
Korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou za piate regulačné obdobie v roku t v eurách KOKTEt sa vypočíta na rok
a)
t = 2023 podľa vzorca
KOKTEt = ONozekvR5 – OVozekvR5,
b)
t = 2024 podľa vzorca
KOKTEt = SNozekvR5 – ONozekvR5 + OVozekvR5 – SVozekvR5,
c)
t = 2025 a nasledujúce roky podľa vzorca
kde
1.
ONozekvR5 sú očakávané náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou za piate regulačné obdobie v eurách,
2.
OVozekvR5 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 za piate regulačné obdobie v eurách,
3.
SNozekvR5 sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou za piate regulačné obdobie v eurách,
4.
SVozekvR5 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 za piate regulačné obdobie v eurách,
5.
KOKTEt-2 je korekcia nákladov a výnosov organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou za piate regulačné obdobie v roku t-2 v eurách.
(11)
Dodatočné náklady na prevádzkovanie systému v eurách na rok t DNPSt sa vypočítajú podľa vzorca

D
N
P
S
t
=
P
F
N
t
+
P
D
N
t
+
P
N
O
N
P
t
+
K
D
N
P
S
t
,
kde
a)
PFNt sú plánované náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady v súvislosti s výkonom činností organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v roku t v eurách,
b)
PDNt sú plánované daňové náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou, súvisiace s úhradou straty organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s výkonom činností organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v roku t v eurách,
c)
PNONPt sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na odpis nedobytných pohľadávok, ktoré vznikli od 1. septembra 2021, v súvislosti s výkonom činností organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v roku t v eurách,
d)
KDNPSt je korekcia dodatočných nákladov na prevádzkovanie systému na rok t v eurách, ktorá sa pre roky t = 2023 a t = 2024 rovná 0 a pre rok t = 2025 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
SFNt-2 sú skutočné náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady v súvislosti s výkonom činností organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2 v eurách,
2.
PFNt-2 sú plánované náklady na úrok na zabezpečenie finančných prostriedkov na prevádzkové náklady v súvislosti s výkonom činností organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2 v eurách,
3.
SDNt-2 sú skutočné daňové náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou, súvisiace s úhradou straty organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s výkonom činností organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2 v eurách,
4.
PDNt-2 sú plánované daňové náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou, súvisiace s úhradou straty organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v súvislosti s výkonom činností organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2 v eurách,
5.
SNONPt-2 sú skutočné náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na odpis nedobytných pohľadávok, ktoré vznikli od 1. septembra 2021, v súvislosti s výkonom činností organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2 v eurách,
6.
PNONPt-2 sú plánované náklady organizátora krátkodobého trhu s elektrinou na odpis nedobytných pohľadávok, ktoré vznikli od 1. septembra 2021 v súvislosti s výkonom činností organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2 v eurách,
7.
KDNPSt-2 je korekcia dodatočných nákladov na prevádzkovanie systému v roku t-2 v eurách.
(12)
Korekcia vplyvu pásmovej tarify za prevádzkovanie systému v eurách na rok t KVPTPSt sa vypočíta podľa vzorca

KVPTPSt = OVPTPSt–2 – SVPTPSt–2 + PVPTPSt–1 – OVPTPSt–1,
kde
a)
OVPTPSt-2 je očakávaný vplyv pásmovej tarify za prevádzkovanie systému v roku t-2 v eurách, ktorý sa pre výpočet KVPTPSt pre rok t = 2023 rovná 0 a pre výpočet KVPTPSt pre rok t = 2024 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca
OVPTPSt–2 = OVTPSt–2 – ONPSt–2,
kde
1.
OVTPSt-2 sú očakávané výnosy z tarify za prevádzkovanie systému v roku t-2 v eurách,
2.
ONPSt-2 sú očakávané náklady na prevádzkovanie systému v roku t-2 v eurách,
b)
SVPTPSt-2 je skutočný vplyv pásmovej tarify za prevádzkovanie systému v roku t-2 v eurách, ktorý sa pre výpočet KVPTPSt pre rok t = 2023 rovná 0 a pre výpočet KVPTPSt pre rok t = 2024 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca
SVPTPSt–2 = SVTPSt–2 – SNPSt–2,
kde
1.
SVTPSt-2 sú skutočné výnosy z tarify za prevádzkovanie systému v roku t-2 v eurách,
2.
SNPSt-2 sú skutočné náklady na prevádzkovanie systému v roku t-2 v eurách,
c)
PVPTPSt-1 je plánovaný vplyv pásmovej tarify za prevádzkovanie systému v roku t-1 v eurách, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
PVPTPSt–1 = PVTPSt–1 – PNPSt–1,
kde
1.
PVTPSt-1 sú plánované výnosy z tarify za prevádzkovanie systému v roku t-1 v eurách,
2.
PNPSt-1 sú plánované náklady na prevádzkovanie systému v roku t-1 v eurách,
d)
OVPTPSt-1 je očakávaný vplyv pásmovej tarify za prevádzkovanie systému v roku t-1 v eurách, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
OVPTPSt–1 = OVTPSt–1 – ONPSt–1,
kde
1.
OVTPSt-1 sú očakávané výnosy z tarify za prevádzkovanie systému v roku t-1 v eurách,
2.
ONPSt-1 sú očakávané náklady na prevádzkovanie systému v roku t-1 v eurách.
(13)
NSPOTj,t pre rok t = 2023 je schválená časť neuhradených nákladov vynaložených j-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy na korekciu ceny elektriny obstaranej na krytie strát elektriny pri distribúcii elektriny v eurách za rok 2022, ktorá môže byť hradená z tarify za prevádzkovanie systému v roku t = 2023 a vypočíta sa podľa vzorca

kde
a)
QSi,2022 je množstvo strát elektriny pri distribúcii elektriny v i-tej štvrťhodine v roku 2022 v jednotkách množstva elektriny na základe údajov poskytnutých organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou,
b)
CEj,2022 je cena elektriny slovenskej obchodnej oblasti na dennom trhu organizovanom organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v i-tej štvrťhodine v roku 2022 v eurách na jednotku množstva elektriny,
c)
CEPXE,2022 je schválený alebo určený aritmetický priemer denných cien elektriny na výpočet ceny elektriny na pokrytie strát elektriny pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok 2022 určený ako aritmetický priemer denných cien oficiálneho kurzového lístka, zverejneného burzou PXE (POWER EXCHANGE CENTRAL EUROPE) na jej webovom sídle za obdobie od 1. apríla 2021 do 30. septembra 2021,
d)
k2022 je koeficient na rok 2022 v percentách, ktorého hodnota je najviac 7 %,
e)
Oj,2022 sú pri j-tom prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy schválené alebo určené plánované náklady za podiel na nákladoch na regulačnú elektrinu a za zúčtovanie rozdielov strát elektriny v roku 2022 v eurách na jednotku množstva elektriny na základe údajov poskytnutých organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou a vyrovnávacej ceny elektriny na zúčtovanie rozdielov strát elektriny; vyrovnávacia cena elektriny na zúčtovanie rozdielov strát elektriny je určená v sume ceny na nákup elektriny na krytie strát elektriny v príslušnej regionálnej distribučnej sústave na príslušné obdobie na rok 2022 v rozhodnutí úradu v eurách na jednotku množstva elektriny,
f)
SOj,2022 sú pri j-tom prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy skutočné uhradené náklady za odchýlku strát j-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy subjektu zúčtovania, ktorý za prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy prevzal zodpovednosť za odchýlku v roku 2022, v eurách na jednotku množstva elektriny,
g)
TPSpsj2022 sú uhradené náklady j-tému prevádzkovateľovi regionálnej distribučnej sústavy z prebytku tarify za prevádzkovanie systému v roku 2022, ako časť korekcie nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát j-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy v roku 2022,
h)
dt je koeficient zahrnutia neuhradenej časti nákladov na straty pri distribúcii elektriny zahrnutých do tarify za prevádzkovanie systému na rok t = 2023, v rozsahu 0 až 1.
(14)
NSPOTj,t sú schválené náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť z nákladov j-tého prevádzkovateľa prenosovej alebo regionálnej distribučnej sústavy na nákup elektriny na krytie strát elektriny pri prenose elektriny alebo distribúcii elektriny v eurách, zohľadnené v nákladoch na prevádzkovanie systému pre rok t = 2024 a nasledujúce roky. Vypočíta sa podľa vzorca
a)
pre j-tého prevádzkovateľa prenosovej sústavy
b)
pre j-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy
kde
1.
PLEt je určená cena elektriny na pokrytie strát elektriny pri prenose elektriny na jednotku množstva elektriny na rok t v eurách, ktorá sa vypočíta podľa § 17 ods. 1 písm. b),
2.
QPLt je plánované množstvo strát elektriny pri prenose elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t určené podľa § 17 ods. 2,
3.
FPSt je faktor strát pri prenose elektriny na jednotku množstva elektriny na rok t v eurách podľa § 17 ods. 1 písm. c),
4.
STRITCt je alikvotná časť čistých výnosov alebo nákladov z ITC mechanizmu v eurách, zahrnutá do tarify za straty elektriny pri prenose elektriny na rok t podľa § 17 ods. 1 písm. e),
5.
STRVAt je alikvotná časť čistých výnosov alebo nákladov z aukcií prenosovej kapacity na cezhraničných profiloch prenosovej sústavy v eurách zahrnutá do tarify za straty elektriny pri prenose elektriny na rok t podľa § 17 ods. 1 písm. f),
6.
TPSpst-2SEPS je korekcia nákladov na obstaranie elektriny na krytie strát pri prenose elektriny za rok t-2 v eurách zahrnutá do tarify za prevádzkovanie systému podľa § 17 ods. 1 písm. g),
7.
FTSt sú úradom schválené mimoriadne náklady alebo výnosy v eurách na rok t, zohľadňujúce neočakávaný vývoj na trhu s elektrinou s dopadom na náklady alebo výnosy pri nákupe elektriny na straty, ktoré nie sú zahrnuté do schválených alebo určených skutočných ekonomicky oprávnených nákladov a výnosov regulovaného subjektu podľa § 17 ods. 1 písm. h),
8.
kNPSt je koeficient zahrnutia nákladov na straty pri prenose elektriny zahrnutých do tarify za prevádzkovanie systému na rok t podľa § 17 ods. 1 písm. i),
9.
PCSESt je určená cena elektriny na krytie strát elektriny pri distribúcii elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny na rok t podľa § 26 ods. 3 písm. c),
10.
PMSEHN,t je povolené množstvo strát elektriny pri distribúcií elektriny v jednotkách množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni v roku t podľa § 26 ods. 4,
11.
FDSHN,t je faktor strát pri distribúcii elektriny na jednotku množstva elektriny na príslušnej napäťovej úrovni na rok t v eurách podľa § 26 ods. 3 písm. d),
12.
FTSHN,t sú úradom schválené mimoriadne náklady alebo výnosy v eurách na rok t, zohľadňujúce neočakávaný vývoj na trhu s elektrinou s dopadom na náklady alebo výnosy pri nákupe elektriny na straty, ktoré nie sú zahrnuté do schválených alebo určených skutočných ekonomicky oprávnených nákladov a výnosov regulovaného subjektu na jednotlivých napäťových úrovniach podľa § 26 ods. 3 písm. b),
13.
kNDSt je koeficient zahrnutia nákladov na straty pri distribúcii elektriny zahrnutých do tarify za prevádzkovanie systému na rok t podľa § 26 ods. 3 písm. e),
14.
KNSPOTj,t je korekcia schválených neuhradených nákladov z tarify za prevádzkovanie systému j-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy alebo prenosovej sústavy na krytie nákladov na straty elektriny pri distribúcii elektriny a prenose elektriny na rok t v eurách, pričom pre roky t = 2024 a t = 2025 má hodnotu 0, a pre rok t = 2026 a nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca
KNSPOTj,t = PVNSPOTj,t–2 – SVNSPOTj,t–2,
kde
14a.
NSPOTj,t-2 sú schválené náklady v eurách zohľadňujúce alikvotnú časť z nákladov j-tého prevádzkovateľa prenosovej sústavy alebo regionálnej distribučnej sústavy na nákup elektriny na krytie strát elektriny pri prenose elektriny alebo distribúcii elektriny v eurách, zohľadnené v nákladoch na prevádzkovanie systému v roku t-2,
14b.
SVNSPOTj,t-2 sú skutočné výnosy j-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy alebo prenosovej sústavy z uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému určenej rozhodnutím pre j-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy alebo prenosovej sústavy v eurách na krytie nákladov na straty elektriny pri distribúcii elektriny alebo prenose elektriny,
15.
m je počet napäťových úrovní j-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy.
§ 8
Individuálne sadzby tarify za prevádzkovanie systému
(1)
Individuálna sadzba tarify za prevádzkovanie systému na rok t sa uplatňuje vo výške TPS3,t.
(2)
Individuálna sadzba tarify za prevádzkovanie systému v eurách na jednotku množstva elektriny podľa odseku 1 sa uplatňuje na koncovú spotrebu elektriny, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému koncového odberateľa elektriny, ktorý predloží úradu správu podľa § 12 ods. 8 zákona o regulácii a preukáže, že najmenej 80 % jeho koncovej spotreby elektriny zodpovedá niektorému z kódov činnosti podniku alebo ich kombinácii podľa štatistickej klasifikácie ekonomických činností24) uvedených v zozname podľa prílohy č. 2 a zároveň jeho elektroenergetická náročnosť podľa odseku 3 sa rovná alebo je väčšia ako elektroenergetická náročnosť podľa odseku 8.
(3)
Elektroenergetická náročnosť podniku v percentách sa vypočíta podľa vzorca

E
E
N
=
E
×
C
H
P
H
×
100
,
kde
a)
E je spotreba elektriny koncového odberateľa elektriny v jednotkách množstva elektriny, ktorá sa určí podľa odseku 4,
b)
C je cena elektriny v eurách na jednotku množstva elektriny, ktorá sa určí podľa odseku 5,
c)
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.
(4)
Spotreba elektriny koncového odberateľa elektriny E v jednotkách množstva elektriny sa určí ako aritmetický priemer hodnôt koncovej spotreby elektriny koncového odberateľa elektriny za posledné tri kalendárne roky.
(5)
Cena elektriny C v eurách na jednotkách množstva elektriny sa určí ako aritmetický priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov elektriny mimo domácnosti v kategórii spotreby od 500 MWh do 1 999 MWh v roku t-2 v eurách na jednotku množstva elektriny, bez dane z pridanej hodnoty zverejnených Štatistickým úradom Európskej únie (ďalej len „Eurostat“) pre Slovenskú republiku.
(6)
Hrubá pridaná hodnota podniku v kalendárnom roku HPH sa vypočíta podľa vzorca

HPH = TVVT + AHNIM + OPV + ZSZ – NTS – CDV,
kde
a)
TVVT sú tržby za vlastné výkony a tovar v eurách za kalendárny rok,
b)
AHNIM je aktivácia hmotného a nehmotného investičného majetku v eurách za kalendárny rok,
c)
OPV sú ostatné prevádzkové výnosy bez výnosov z odpísaných pohľadávok, výnosov z predaja pohľadávok, výnosov z postúpených pohľadávok a výnosov z faktoringu v eurách za kalendárny rok,
d)
ZSZ je zmena stavu zásob v eurách za kalendárny rok,
e)
NTS sú náklady na nákup tovaru, materiálu, energie a služieb bez nákladov na personálny lízing a nákladov na operatívny lízing v eurách za kalendárny rok,
f)
CDV sú clá a dane súvisiace s výrobou a iné dane z výrobkov, ktoré súvisia s tržbami, ale nie sú odpočítateľné v eurách za kalendárny rok.
(7)
Minimálna požadovaná elektroenergetická náročnosť podniku na určenie individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému EENpt v percentách, ktorá je pre rok 2020 určená vo výške 100 % a pre nasledujúce roky sa vypočíta podľa vzorca
EENpt = EENpt–1 × kzcet,
kde
a)
EENpt-1 je minimálna požadovaná elektroenergetická náročnosť podniku na určenie individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému v roku t-1 v percentách,
b)
kzcet je koeficient zmeny cien elektriny pre rok t, ktorý sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
CEeurostat,t-2 je aritmetický priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov elektriny mimo domácnosti v kategórii spotreby od 500 MWh do 1 999 MWh v roku t-2 v eurách na jednotku množstva elektriny, bez dane z pridanej hodnoty zverejnených Eurostatom pre Slovenskú republiku,
2.
CEeurostat,t-3 je aritmetický priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov elektriny mimo domácnosti v kategórii spotreby od 500 MWh do 1 999 MWh v roku t-3 v eurách na jednotku množstva elektriny, bez dane z pridanej hodnoty zverejnených Eurostatom pre Slovenskú republiku.
(8)
Na výpočty podľa odsekov 2 až 4 sa použijú aritmetické priemery údajov koncového odberateľa elektriny za obdobie posledných troch kalendárnych rokov v štruktúre podľa prílohy č. 3. 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.
(9)
Správa, ktorú vypracúva koncový odberateľ elektriny, obsahuje
a)
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,
b)
potvrdenie alebo vyhlásenie o koncovej spotrebe elektriny koncového odberateľa elektriny v jednotkách množstva elektriny, ak
1.
je koncový odberateľ elektriny subjektom zúčtovania, potvrdenie o koncovej spotrebe elektriny vyhotovené organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou,
2.
nie je koncový odberateľ elektriny subjektom zúčtovania, potvrdenie o koncovej spotrebe elektriny vystavené dodávateľom elektriny, ktorý za odberné miesta koncového odberateľa elektriny prevzal zodpovednosť za odchýlku,
3.
je koncový odberateľ elektriny výrobcom elektriny a vyrobenú elektrinu spotrebúva pre vlastnú spotrebu, vyhlásenie o koncovej spotrebe elektriny vypracované koncovým spotrebiteľom,
4.
koncový odberateľ elektriny spĺňa viacero kritérií uvedených v bodoch 1 až 3 a na preukázanie splnenia podmienky podľa § 12 ods. 7 písm. a) zákona o regulácii nepostačuje jedno potvrdenie alebo vyhlásenie, sú súčasťou správy aj príslušné potvrdenia alebo vyhlásenia podľa bodov 1 až 3,
c)
elektroenergetickú náročnosť podniku v percentách vypočítanú podľa odseku 3,
d)
údaje potrebné na výpočet elektroenergetickej náročnosti podniku podľa prílohy č. 3 tabuľky č. 3, a to
1.
hrubá pridaná hodnota podniku,
2.
aritmetický priemer maloobchodných cien elektrickej energie pre odberateľov elektriny okrem odberateľov elektriny v domácnosti v kategórii spotreby od 500 MWh do 1 999 MWh v roku t-2 v eurách na jednotku množstva elektriny, bez dane z pridanej hodnoty zverejnených Eurostatom pre Slovenskú republiku,
3.
koncová spotreba elektriny podniku v jednotkách množstva elektriny,
e)
údaje potrebné na výpočet hrubej pridanej hodnoty podniku vypočítanej podľa odseku 6 a prílohy č. 3 tabuľky č. 1, a to
1.
tržby za vlastné výkony a tovar v eurách,
2.
aktivácia hmotného investičného majetku a nehmotného investičného majetku v eurách,
3.
ostatné prevádzkové výnosy v eurách,
4.
výnosy z odpísaných pohľadávok, výnosy z predaja pohľadávok, výnosy z postúpených pohľadávok, výnosy z faktoringu a ďalšie výnosy súvisiace s postúpením pohľadávok v eurách,
5.
zmena stavu zásob v eurách,
6.
náklady na nákup tovaru, materiálu, energie a služieb, vrátane nákladov na personálny lízing a operatívny lízing v eurách,
7.
náklady na personálny lízing v eurách,
8.
náklady na operatívny lízing v eurách,
9.
clá a dane súvisiace s výrobou a iné dane z výrobkov, ktoré súvisia s tržbami, ale nie sú odpočítateľné v eurách,
10.
hrubá pridaná hodnota podniku v eurách,
f)
ostatné údaje na posúdenie nároku na určenie individuálnej sadzby tarify za prevádzkovanie systému podľa prílohy č. 3 tabuľky č. 2, a to
1.
koncovú spotrebu elektriny zodpovedajúcu jednotlivým kódom činnosti podniku podľa štatistickej klasifikácie ekonomických činností uvedených v prílohe č. 2 v jednotkách množstva elektriny,
2.
podiel súčtu koncovej spotreby elektriny podniku podľa prvého bodu a koncovej spotreby elektriny podniku podľa písmena d) tretieho bodu v percentách,
g)
potvrdenie vyhotovené znalcom v odbore Elektroenergetika – Elektroenergetické stroje a zariadenia alebo Energetika – Regulácia a riadenie sieťových odvetví preukazujúce správnosť výpočtu podľa písmena f) druhého bodu.
§ 9
(1)
Ak účastník trhu s elektrinou zvolí pre svoje odberné miesto 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 prevezme zodpovednosť za odchýlku.
(2)
Ak účastník trhu s elektrinou prevezme 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 prevezme zodpovednosť za odchýlku.
Cenová regulácia výkonu činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou a spôsob úhrady osobitných nákladov
§ 10
(1)
Cenová regulácia podľa odsekov 2 až 5 a § 11 až 14 sa vzťahuje na výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou.
(2)
Súčasťou návrhu ceny sú:
a)
návrh cien alebo taríf za výkon činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou vrátane ich štruktúry na rok t, ktoré sa uplatňujú pre účastníka trhu s elektrinou, vrátane podmienok ich pridelenia,
b)
údaj potrebný na preverenie taríf za rok t-2 v členení za
1.
zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok,
2.
organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou,
3.
ostatné činnosti vykonávané organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou,
c)
plán investícií a plán odpisov za regulovanú činnosť v rokoch t, t+1 a t+2,
d)
výpočty a údaje podľa § 11 až 13 týkajúce sa výkonu činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou,
e)
doklad preukazujúci schválenie návrhu ceny najvyšším orgánom obchodnej spoločnosti alebo družstva alebo spoločníkmi verejnej obchodnej spoločnosti alebo spoločníkmi komanditnej spoločnosti regulovaného subjektu,
f)
podklady podľa prílohy č. 4 predkladané v termínoch v nej uvedených,
g)
údaje o plánovaných nákladoch a skutočných nákladoch podľa § 4 ods. 1 písm. o) projektu výskumu a vývoja podľa prílohy č. 5,
h)
ďalšie podklady potrebné na správne posúdenie návrhu ceny.
(3)
Podklady podľa odseku 2 sa predkladajú v listinnej podobe a podklady podľa odseku 2 písm. a), b) a d) sa predkladajú aj v elektronickej podobe do elektronickej schránky.25) Vyplnené tabuľky podľa prílohy č. 4 sa predkladajú v elektronickej podobe vo formáte, ktorý zachováva úplnú funkčnosť tabuľkového editora.
(4)
Ustanovenia o návrhu ceny sa primerane vzťahujú aj na návrh na zmenu cenového rozhodnutia.
(5)
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 nie sú v schválenom cenovom rozhodnutí zohľadnené.
§ 11
(1)
Pre subjekt zúčtovania sa uplatňuje tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v štvrťhodinovom rozlíšení, kde najväčší výnos PPZOt z týchto platieb v eurách v roku t sa vypočíta podľa vzorca
PPZOt = PNZOt + POZOt + RABt × WACC + INVZOt – KZOt,
kde
a)
PNZOt sú schválené alebo určené plánované ročné prevádzkové náklady súvisiace so zúčtovaním, vyhodnotením a vysporiadaním odchýlok zúčtovateľa odchýlok v eurách v roku t,
b)
POZOt sú schválené alebo určené plánované odpisy v eurách na rok t súvisiace s regulovanou činnosťou z plánovanej hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívanej pre regulovanú činnosť v roku t,
c)
RABt 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 v eurách,
d)
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na 6. regulačné obdobie určená podľa § 5,
e)
INVZOt je faktor investícií v eurách v roku t, ktorého hodnota sa vypočíta podľa vzorca
INVZOt = SOzot–2 – POzot–2,
kde
1.
SOzot-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,
2.
POzot-2 sú schválené alebo určené plánované 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,
f)
KZOt je faktor vyrovnania v eurách na rok t; KZOt sa vypočíta podľa vzorca
kde
1.
PZOt-2 je ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania odchýlok v roku t-2 v eurách určená pre subjekt zúčtovania odchýlok, ktorý si zvolí 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,
2.
SQSZt-2 je skutočný počet subjektov zúčtovania odchýlok v roku t-2, ktoré si zvolia režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku, a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok,
3.
SQPZt-2 je skutočný počet subjektov v roku t-2, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
4.
QSZt-2 je predpokladaný počet subjektov zúčtovania odchýlok v roku t-2, ktoré si zvolia režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku, a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok,
5.
QPZt-2 je predpokladaný počet subjektov v roku t-2, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu,
6.
TZOt-2 je tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v roku t-2 v eurách za jednotku množstva elektriny určená pre subjekt zúčtovania odchýlok, ktorý si zvolí 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,
7.
SQDDt-2 je celkový skutočný objem dohodnutého množstva elektriny, ktorý sa vypočíta ako suma zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov, bilančných skupín subjektov zúčtovania odchýlok, ktoré si zvolia 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,
8.
SQREt-2 je celkový skutočný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2,
9.
QDDt-2 je celkový plánovaný objem dohodnutého množstva elektriny, ktorý sa vypočíta ako suma zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov, bilančných skupín subjektov zúčtovania odchýlok, ktoré si zvolia 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,
10.
QREt-2 je celkový plánovaný objem poskytnutej regulačnej elektriny subjektov, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, v jednotkách množstva elektriny v roku t-2.
(2)
Ak úrad v roku t-2 nevydá s účinnosťou od roku 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 nie sú v poslednom cenovom rozhodnutí zohľadnené.
(3)
Ročná fixná platba za prístup do systému zúčtovania, vyhodnotenia a vysporiadania odchýlok PZOt 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

P
Z
O
t
=
0,5
×
P
P
Z
O
t
Q
t
S
Z
+
Q
t
P
Z
,
kde
a)
PPZOt je maximálny povolený výnos za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v roku t v eurách,
b)
QtSZ je predpokladaný počet subjektov zúčtovania v roku t, ktorý si zvolili režim vlastnej zodpovednosti za odchýlku, a ktoré majú uzavretú zmluvu o zúčtovaní, vyhodnotení a vysporiadaní odchýlok.
c)
QtPZ je predpokladaný počet subjektov v roku t, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu.
(4)
Tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZOt v eurách na 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

T
Z
O
t
=
0,5
×
P
P
Z
O
t
Q
t
D
D
+
Q
t
R
E
,
kde
a)
PPZOt je maximálny povolený výnos za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok v roku t v eurách,
b)
QtDD je celkový plánovaný objem dohodnutého množstva elektriny, ktorý sa vypočíta ako suma zmluvnej dodávky a zmluvného odberu vrátane plánovaných cezhraničných prenosov elektriny, bilančných skupín subjektov zúčtovania 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,
c)
QtRE 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.
(5)
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 PZOt podľa odseku 3 v roku t v eurách.
(6)
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 TZOt v eurách na jednotku množstva elektriny, vypočítaná podľa odseku 4, na dohodnuté množstvo elektriny ich bilančných skupín podľa denných diagramov v roku t.
(7)
Pre subjekty, ktoré poskytujú podporné služby, ale majú prenesenú zodpovednosť za odchýlku na inú bilančnú skupinu, sa uplatňuje tarifa za zúčtovanie, vyhodnotenie a vysporiadanie odchýlok TZOt v eurách na jednotku množstva elektriny, vypočítaná podľa odseku 4 na objem poskytnutej regulačnej elektriny jednotkách množstva elektriny určeného prevádzkovateľom prenosovej sústavy v roku t.
§ 12
(1)
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 a schválený alebo určený maximálny výnos VOTEt z týchto platieb a z alikvotnej časti výnosu z tarify za prevádzkovanie systému v roku t v eurách sa vypočíta podľa vzorca

VOTEt = PNOTEt + POOTEt + RABt × WACC + INVOTEt – KOTEt,
kde
a)
PNOTEt sú schválené alebo určené plánované ročné prevádzkové náklady súvisiace s organizovaním a vyhodnotením krátkodobého trhu s elektrinou na rok t v eurách,
b)
POOTEt sú plánované schválené alebo určené odpisy na rok t v eurách súvisiace s regulovanou činnosťou z plánovanej hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívanej pre regulovanú činnosť v roku t,
c)
RABt 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 v eurách,
d)
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na 6. regulačné obdobie určená podľa § 5,
e)
INVOTEt je faktor investícií v roku t v eurách, ktorého hodnota sa vypočíta podľa vzorca
INVOTEt = SOotet–2 – POotet–2,
kde
1.
SOotet-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,
2.
POotet-2 sú schválené alebo určené plánované 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,
f)
KOTEt je faktor vyrovnania v roku t v eurách vypočítaný podľa odseku 3.
(2)
Tarifa za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou TOTEt schválená alebo určená cenovým rozhodnutím na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny nakúpenej a predanej účastníkom krátkodobého trhu s elektrinou sa vypočíta podľa vzorca

kde
a)
VOTEt je schválený alebo určený maximálny výnos v eurách na rok t, určený podľa odseku 1,
b)
PNOTt sú schválené alebo určené plánované náklady zohľadňujúce alikvotnú časť nákladov na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou na rok t v eurách; PNOTt sa uplatňujú z tarify za prevádzkovanie systému a alikvotná časť tarify za prevádzkovanie systému na organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku t v eurách sa vypočíta podľa vzorca
T
P
S
t
o
t
e
=
P
N
O
T
t
Q
P
K
S
t
p
s
t
,
kde
QPKStpst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
c)
FPOTEt je ročná fixná platba na rok t v eurách schválená alebo určená cenovým rozhodnutím pre subjekt zúčtovania, ktorý je účastníkom organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou,
d)
Qtote je plánovaný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku t,
e)
QOTEt je plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t nakúpenej a predanej účastníkmi krátkodobého trhu s elektrinou.
(3)
Faktor vyrovnania KOTEt v roku t v eurách sa vypočíta podľa vzorca
kde
a)
SQt-2ote je skutočný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2,
b)
Qt-2ote je plánovaný počet účastníkov organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2,
c)
FPOTEt-2 je ročná fixná platba na rok t-2 v eurách schválená alebo určená cenovým rozhodnutím pre subjekt zúčtovania, ktorý je účastníkom organizovaného krátkodobého trhu s elektrinou,
d)
SQOTEt-2 je skutočné množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny v roku t-2 nakúpenej a predanej účastníkom krátkodobého trhu s elektrinou,
e)
QOTEt-2 je schválené plánované množstvo elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t-2 nakúpenej na krátkodobom trhu s elektrinou,
f)
TOTEt-2 je tarifa za organizovanie a vyhodnotenie krátkodobého trhu s elektrinou schválená alebo určená cenovým rozhodnutím na rok t-2 v eurách na jednotku množstva elektriny nakúpenej na krátkodobom trhu s elektrinou,
g)
SVTPSt-2ote 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 roku t-2 v eurách,
h)
PVTPSt-2ote 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 roku t-2 v eurách.
(4)
Ak úrad v roku t-2 nevydá s účinnosťou od roku t-1 nové cenové rozhodnutie alebo zmenu posledného cenového rozhodnutia, v údajoch podľa odseku 1 písm. e) a odseku 3 sa zohľadnia aj údaje za roky predchádzajúce roku t-2, ktoré nie sú v poslednom cenovom rozhodnutí zohľadnené.
§ 13
(1)
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
a)
PNt 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 energie (ďalej len „záruky pôvodu“), s prevádzkou energetického dátového centra vykonávanými organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v roku t v eurách; súčasťou PNt sú aj náklady na odpis nedobytných pohľadávok podľa § 4 ods. 1 písm. n),
b)
POt sú schválené alebo určené plánované odpisy na rok t v eurách 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, s prevádzkou energetického dátového centra vykonávanými organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou z plánovanej hodnoty regulačnej bázy aktív nevyhnutne využívanej pre regulovanú činnosť v roku t,
c)
RABt je schválená alebo určená hodnota regulačnej bázy aktív v eurách 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, s prevádzkou energetického dátového centra vykonávanými organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou k 31. decembru roku t-1,
d)
WACC je miera výnosnosti regulačnej bázy aktív na 6. regulačné obdobie určená podľa § 5,
e)
INVostt je faktor investícií na rok t v eurách; ktorého hodnota sa vypočíta podľa vzorca
INVostt = SOt–2 – POt–2,
kde
1.
SOt-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,
2.
POt-2 sú schválené alebo určené plánované 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,
f)
PVzpt je plánovaný výnos z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu a za prevody záruk pôvodu v roku t v eurách,
g)
PVzat je plánovaný výnos z predaja záruk pôvodu vydaných podľa § 8b ods. 3 zákona o podpore v roku t v eurách,
h)
KOTt 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, s prevádzkou energetického dátového centra vykonávanými organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou v roku t v eurách, ktorá sa vypočíta podľa odseku 3.
(2)
Celkové plánované náklady a zisk za výkon ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku t NOKTEt 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
T
P
S
t
o
s
t
=
N
O
K
T
E
t
Q
P
K
S
t
p
s
t
,
kde
a)
NOKTEt sú celkové plánované náklady a zisk za výkon ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku t,
b)
QPKStpst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny odobratej zo sústavy v jednotke množstva elektriny v roku t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému.
(3)
Korekcia organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v eurách sa vypočíta podľa vzorca

KOTt = (SVzptt–2 – PVzptt–2) + (SVzatt–2 – PVzatt–2) + (SVTPSostt–2 – PVTPSostt–2),
kde
a)
SVzpt-2 sú skutočné výnosy z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu a za prevody záruk pôvodu v roku t-2 v eurách,
b)
PVzpt-2 sú plánované výnosy z uplatňovania taríf za vedenie účtu, za vydanie záruk pôvodu a za prevody záruk pôvodu v roku t-2 v eurách,
c)
SVzat-2 sú skutočné výnosy z predaja záruk pôvodu vydaných podľa § 8b ods. 3 zákona o podpore v roku t-2 v eurách,
d)
PVzat-2 sú plánované výnosy z predaja záruk pôvodu vydaných podľa § 8b ods. 3 zákona o podpore v roku t-2 v eurách,
e)
SVTPSostt-2 sú skutočné výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2 v eurách,
f)
PVTPSostt-2 sú plánované výnosy z uplatňovania alikvotnej časti tarify za prevádzkovanie systému na zabezpečenie ostatných činností organizátora krátkodobého trhu s elektrinou v roku t-2 v eurách.
§ 14
Podmienky uplatňovania tarify za prevádzkovanie systému
(1)
Platba na pokrytie nákladov na prevádzkovanie systému NPSsz sa organizátorom krátkodobého trhu s elektrinou vyúčtuje subjektom zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku daňovým dokladom mesačne k 15. dňu nasledujúceho mesiaca, a vypočíta sa podľa vzorca
N
P
S
s
z
j
=
i
=
1
k
T
P
S
i
,
t
×
Q
S
K
S
t
p
s
s
z
i
j
,
kde
a)
NPSszj sú náklady na prevádzkovanie systému pre j-tý subjekt zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku v eurách,
b)
TPSi,t je sadzba tarify za prevádzkovanie systému uplatnená na koncovú spotrebu elektriny, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému v i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny v roku t v eurách na jednotku množstva elektriny,
c)
QSKStpsszij je skutočná celková koncová spotreba elektriny j-tého subjektu zúčtovania s vlastnou zodpovednosťou za odchýlku v i-tej skupine odberných miest odberateľov elektriny v jednotkách množstva elektriny za predchádzajúce obdobie, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému.
(2)
Platba na pokrytie nákladov j-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou NPSdsj sa vyúčtuje organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou mesačne vždy k 15. dňu nasledujúceho kalendárneho mesiaca, a vypočíta sa podľa vzorca

N
P
S
d
s
j
=
T
P
S
d
s
t
j
×
Q
S
K
S
t
p
s
,
kde
a)
TPSdstj je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre j-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy na rok t v eurách na jednotku množstva elektriny, a vypočíta sa podľa vzorca
T
P
S
d
s
t
j
=
K
p
r
d
s
j
,
t
Q
P
K
S
t
p
s
t
,
kde
1.
Kprdsj,t je korekcia zostatku neuhradených nákladov vynaložených j-tým prevádzkovateľom regionálnej distribučnej sústavy na podporu elektriny vyrobenej z obnoviteľných zdrojov energie a vysoko účinnou kombinovanou výrobou doplatkom a príplatkom za rok 2019 určená v roku t v eurách, podľa § 7 ods. 8,
2.
QPKStpst je celková plánovaná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny na rok t, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému,
b)
QSKStps je celková skutočná koncová spotreba elektriny v jednotkách množstva elektriny za uplynulé obdobie, na ktorú sa uplatňujú tarify za prevádzkovanie systému.
(3)
Platba na pokrytie nákladov prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy alebo prenosovej sústavy na nákup elektriny na krytie strát pri distribúcii elektriny alebo prenose elektriny NSspotj sa vyúčtuje organizátorovi krátkodobého trhu s elektrinou mesačne vždy k 15. dňu nasledujúceho kalendárneho mesiaca a vypočíta sa podľa vzorca

N
S
s
p
o
t
j
=
T
P
S
s
p
o
t
j
,
t
×
Q
S
K
S
t
p
s
,
kde
a)
TPSspotj,t je tarifa za prevádzkovanie systému určená rozhodnutím pre j-tého prevádzkovateľa regionálnej distribučnej sústavy alebo prenosovej sústavy eurách na jednotku množstva elektriny na rok t, ktorá sa vypočíta podľa vzorca