Přejít na PLUS
Porovnání znění
Balíčky poznámek

Předpis nemá balíčky komentářů! Přidejte si svůj balíček.

Přidej k oblíbeným

Vyhláška č. 438/2001 Sb.Vyhláška Energetického regulačního úřadu, kterou se stanoví obsah ekonomických údajů a postupy pro regulaci cen v energetice

Částka 165/2001
Platnost od 21.12.2001
Účinnost od 01.01.2002
Zrušeno k 01.07.2007 (150/2007 Sb.)
Trvalý odkaz Tisková verze Stáhnout PDF(?) Stáhnout DOCX

438

VYHLÁŠKA

Energetického regulačního úřadu

ze dne 4. prosince 2001,

kterou se stanoví obsah ekonomických údajů a postupy pro regulaci cen v energetice

Energetický regulační úřad stanoví podle § 98 odst. 8 zákona č. 458/2000 Sb., o podmínkách podnikání a o výkonu státní správy v energetických odvětvích a o změně některých zákonů, (dále jen "zákon") k provedení § 17 odst. 7 písm. f) zákona:


§ 1

Předmět úpravy

Tato vyhláška stanoví postupy pro regulaci cen v elektroenergetice, plynárenství a teplárenství. Zároveň určuje obsah ekonomických údajů vyžadovaných Energetickým regulačním úřadem (dále jen "Úřad") od držitelů licence pro účely regulace cen licencovaných činností.

§ 2

Základní ustanovení

(1) Pro účely této vyhlášky se rozumí

a) celkovými ztrátami v distribučních elektroenergetických soustavách – rozdíl mezi množstvím elektrické energie na vstupu do distribuční soustavy a množstvím elektrické energie na výstupu z distribuční soustavy snížený o vlastní spotřebu provozovatele distribuční soustavy,

b) celkovými ztrátami v přepravní soustavě - úbytek objemu zemního plynu vyjádřeného v energetické jednotce, ke kterému dochází netěsnostmi technologických zařízení přepravní soustavy, při opravách a čištění,

c) celkovými ztrátami v distribučních plynárenských soustavách – rozdíl mezi množstvím energie zemního plynu na vstupu do distribuční soustavy a množstvím energie zemního plynu na výstupu z distribuční soustavy snížený o vlastní spotřebu provozovatele distribuční soustavy,

d) celkovými ztrátami v podzemních zásobnících - úbytek objemu zemního plynu vyjádřeného v energetické jednotce, ke kterému dochází průnikem plynu do nadloží, vstřebávání zemního plynu do horniny, vytvářením netěžitelných prostor a netěsnostmi podél sond,

e) celkovými ztrátami v přenosové soustavě – rozdíl mezi množstvím elektrické energie na vstupu do přenosové soustavy a množstvím elektrické energie na výstupu z přenosové soustavy,

f) průmyslovým eskalačním faktorem - faktor zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců,

g) faktorem efektivity – Úřadem stanovená hodnota, o níž se upravuje průmyslový eskalační faktor a mzdový eskalační faktor,

h) lokální distribuční soustavou v plynárenství – distribuční soustava, která není přímo připojena k přepravní soustavě nebo má ke konci kalendářního roku počet připojených konečných zákazníků menší než 90 000,

i) mírou výnosnosti – vážené průměrné náklady kapitálu vyjádřené v procentech a stanovené analyticky Úřadem,

j) ostatními plyny - plyny podle § 2 odst. 2 písm. b) bodu 12 zákona, kromě zemního plynu,

k) povolenými náklady – náklady bez odpisů nezbytné k zajištění licencované činnosti, jejichž výchozí hodnota je stanovena analyticky Úřadem,

l) povolenou mírou celkových ztrát v přepravní soustavě a v distribučních plynárenských soustavách - procentně vyjádřený podíl celkových ztrát v přepravní, popřípadě distribuční soustavě na množství energie zemního plynu na vstupu do soustavy,

m) povolenou mírou celkových ztrát v přenosové soustavě - procentně vyjádřený podíl celkových ztrát v přenosové soustavě na celkovém množství elektrické energie na vstupu do přenosové soustavy,

n) povolenou mírou celkových ztrát v distribučních elektroenergetických soustavách – procentně vyjádřený podíl celkových ztrát v distribuční soustavě na celkovém množství elektrické energie na vstupu do distribuční soustavy, přičemž míra celkových ztrát je dána součtem povolené míry technických ztrát v distribuční soustavě a povolené míry obchodních ztrát korigované koeficientem snížení obchodních ztrát,

o) regionální distribuční soustavou v plynárenství – distribuční soustava připojená k přepravní soustavě,

p) regulovaným rokem – rok, pro který Úřad v daném kalendářním roce stanovuje ceny,

r) tarifem – Úřadem stanovená cena dodávky elektrické energie nebo cena elektrického výkonu pro různé skupiny chráněných zákazníků a Úřadem stanovené ceny za distribuci na distribuční úrovni nízkého napětí,

s) faktorem souvisejícím s otevíráním trhu – faktor zohledňující změnu stanovených povolených výnosů související s otevíráním trhu stanovený analyticky Úřadem,

t) faktorem odběrných míst – faktor zohledňující změnu počtu odběrných míst,

u) koeficientem faktoru odběrných míst – míra vlivu faktoru odběrných míst stanovená analyticky Úřadem,

v) koeficientem mzdového eskalačního faktoru – míra vlivu mzdového eskalačního faktoru stanovená analyticky Úřadem,

w) koeficientem snížení povolené míry obchodních ztrát – je hodnota, o niž Úřad upravuje povolenou míru obchodních ztrát,

x) korekčním faktorem pro činnost distribuce elektřiny – faktor zohledňující nedodržení Úřadem stanovených povolených výnosů,

y) korekčním faktorem pro činnost dodávky zemního plynu – faktor zohledňující rozdíl mezi skutečnými a plánovanými náklady na nákup zemního plynu,

z) korekčním faktorem pro činnost poskytování systémových služeb – faktor zohledňující skutečné náklady a výnosy za systémové služby.

(2) Pro účely této vyhlášky se dále rozumí

a) korekčním faktorem pro činnost přenosu elektřiny – faktor zohledňující skutečné náklady a výnosy za použití zařízení přenosové soustavy,

b) korekčním faktorem pro činnost přepravy nebo distribuce zemního plynu – faktor zohledňující nedodržení Úřadem stanovených povolených výnosů,

c) mzdovým eskalačním faktorem – faktor zohledňující vývoj indexu průměrné měsíční mzdy v průmyslu,

d) povolenou mírou obchodních ztrát – procentně vyjádřený podíl rozdílu celkových ztrát a technických ztrát v elektroenergetické distribuční soustavě na celkovém množství elektrické energie na vstupu do distribuční soustavy,

e) povolenou mírou technických ztrát – procentně vyjádřený podíl technických ztrát v elektroenergetické distribuční soustavě na celkovém množství elektrické energie na vstupu do distribuční soustavy,

f) povoleným výnosem – výnos z licencované činnosti stanovený jako součet povolených nákladů, odpisů a zisku; u distribuce elektřiny členěný podle napěťových úrovní,

g) proměnnými náklady – náklady na krytí celkových ztrát v přenosové soustavě nebo distribučních soustavách,

h) regulační bází aktiv – hodnota majetku nezbytného k zajištění licencované činnosti; výchozí hodnota regulační báze aktiv je stanovena analyticky Úřadem,

i) ziskem pro činnost dodávky elektřiny a zemního plynu – hodnota stanovená analyticky Úřadem,

j) ziskem pro činnost poskytování systémových služeb – hodnota stanovená analyticky Úřadem,

k) ziskem pro činnost přenosu elektřiny, distribuce elektřiny, přepravy zemního plynu a distribuce zemního plynu – hodnota získaná součinem míry výnosnosti a hodnoty regulační báze aktiv,

l) změnou hodnoty odpisů – meziroční změna odpisů, jejíž hodnotu stanoví analyticky Úřad,

m) změnou hodnoty regulační báze aktiv – meziroční změna regulační báze aktiv, jejíž hodnotu stanoví analyticky Úřad.

(3) Obsah ekonomických údajů vyžadovaných od fyzických či právnických osob podnikajících podle zákona a používaných pro regulaci cen je uveden v § 14 a ve zvláštním právním předpisu.1)

§ 3

Činnosti s regulovanými cenami v elektroenergetice

Od 1. ledna 2005 jsou regulovány ceny těchto činností:

a) výroba elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla v souladu s ustanovením § 32 zákona a výroba elektřiny z obnovitelných zdrojů;

b) výroba elektřiny ze zdrojů nepřipojených do přenosové soustavy;

c) přenos elektřiny;

d) poskytování systémových služeb;

e) distribuce elektřiny oprávněným zákazníkům na distribuční napěťové úrovni

1. velmi vysokého napětí,

2. vysokého napětí,

3. nízkého napětí;

f) činnosti operátora trhu v členění podle zvláštního právního předpisu,2)

g) dodávka elektřiny chráněným zákazníkům na distribuční úrovni nízkého napětí.

§ 4

Způsob regulace v elektroenergetice

(1) Způsoby regulace cen jsou v návaznosti na § 3 stanoveny v souladu se zvláštním právním předpisem3).

(2) Ceny činností podle § 3 písm. c) až g) jsou individuální pro jednotlivé držitele licence.

(3) Ceny podle § 3 písm. c) jsou stanoveny postupem uvedeným v příloze č. 1.

(4) Ceny podle § 3 písm. d) jsou stanoveny postupem uvedeným v příloze č. 2.

(5) Ceny podle § 3 písm. e) jsou stanoveny postupem uvedeným v přílohách č. 3 a 4.

(6) Cena za přenos elektřiny a ceny za distribuci elektřiny na distribučních napěťových úrovních velmi vysokého napětí a vysokého napětí se skládají ze dvou složek: ceny za rezervovanou kapacitu zařízení přenosové soustavy nebo distribuční soustavy v Kč/MW a rok nebo měsíc a ceny za použití zařízení přenosové soustavy nebo distribuční soustavy v Kč/MWh.

(7) Cena za distribuci elektřiny na distribuční napěťové úrovni nízkého napětí se skládá ze dvou složek: ceny za rezervovanou kapacitu zařízení distribuční soustavy v Kč vztažené ke jmenovité proudové hodnotě hlavního jističe před elektroměrem a ceny za použití distribuční soustavy v Kč/MWh.

(8) Ceny za distribuci elektřiny jsou kumulativní vzhledem k tomu, že zahrnují také složku související s krytím nákladů za přenos elektřiny a za distribuci elektřiny v sousedních distribučních soustavách na napěťové úrovni velmi vysokého napětí, složku související s krytím části nákladů vyšších napěťových úrovní distribuční soustavy, složku související s příspěvkem pro decentrální výrobu a složku související s příspěvkem za zprostředkování plateb.

(9) Ceny za činnost uvedenou v § 3 písm. g) jsou stanoveny formou tarifů tak, aby byla dodržena průměrná cena příslušné činnosti stanovená Úřadem postupem uvedeným v příloze č. 5 a byl dodržen vztah
∑ (Wpn x Cpn) ≤ Cchze,
kde
Wpn je váhový podíl tarifu n vyjádřený podílem množství elektřiny dodané za tarif n a celkového množství dodané elektřiny,
Cpn je navrhovaná výše tarifu n,
Cchze je průměrná cena dodávky elektřiny pro chráněné zákazníky.

(10) Cena na krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a ze zdrojů s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla a postup kompenzace vícenákladů jsou stanoveny postupem uvedeným v příloze č. 6.

(11) Cena podle § 3 odst. 1 písm. f) je stanovena postupem uvedeným v příloze č. 7.

(12) Cena příspěvku pro decentrální zdroje vyvedené do distribučních sítí a postup kompenzace příspěvků jsou stanoveny postupem uvedeným v příloze č. 8.

§ 5

Způsob tvorby a změny cen v elektroenergetice

(1) Způsob tvorby ceny elektřiny z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla je v souladu se zvláštním právním předpisem4).

(2) Způsob tvorby cen uvedených v § 4 odst. 3 až 5, 9 a 11 je stanoven na regulační období prostřednictvím regulačního vzorce, jehož forma a parametry stanovované Úřadem podle odstavce 4 zůstávají neměnné po celé regulační období, pokud Úřad nestanoví jinak v případě poskytnutí nesprávných údajů držitelem licence.

(3) Regulační období začíná 1. lednem 2005 a končí 31. prosincem 2009.

(4) Parametry regulačního vzorce, které jsou s výjimkou změny vyplývající z odstavce 2 po celou dobu trvání regulačního období neměnné, jsou stanoveny Úřadem pro držitele licence na přenos elektřiny nejpozději 7 měsíců před začátkem regulačního období, pro držitele licence na distribuci elektřiny a pro operátora trhu nejpozději 5 měsíců před začátkem regulačního období v rozsahu:

a) výchozí hodnota povolených nákladů a výchozí hodnota odpisů příslušných licencovaných činností; u činnosti distribuce elektřiny v členění podle napěťových úrovní distribuce,

b) výchozí hodnota regulační báze aktiv licencovaných činností; u činnosti distribuce v členění podle napěťových úrovní distribuce,

c) roční hodnota faktoru efektivity,

d) povolený rámec rozptylu míry ztrát pro činnost přenosu elektřiny,

e) povolená míra technických ztrát,

f) povolená míra obchodních ztrát,

g) koeficient snížení povolené míry obchodních ztrát,

h) zisk pro činnost poskytování systémových služeb,

i) část příjmů z aukcí, která je využita pro snížení povolených výnosů přenosu elektřiny,

j) koeficient mzdového eskalačního faktoru,

k) výchozí cena za vyhodnocování, zúčtování a vypořádání odchylek operátorem trhu.

(5) Parametry regulačního vzorce, které jsou stanoveny Úřadem pro držitele licence na přenos elektřiny nejpozději 7 měsíců před začátkem každého regulovaného roku a pro držitele licence na distribuci elektřiny nejpozději 5 měsíců před začátkem každého regulovaného roku, jsou stanovovány v rozsahu:

a) míra výnosnosti pro jednotlivé licencované činnosti, přičemž hodnota výnosnosti stanovená s platností pro celé regulační období se v jednotlivých letech upravuje pouze o případné změny sazby daně z příjmů podle zvláštního právního předpisu5),

b) předběžné hodnoty odběru a spotřeby elektřiny pro výpočet cen regulovaného roku,

c) předběžná cena silové elektřiny pro nákup ztrát v přenosové soustavě a v distribučních soustavách,

d) faktor související s otevíráním trhu,

e) korekční faktor pro jednotlivé držitele licence,

f) povolený rámec rozptylu povolených výnosů pro činnost distribuce elektřiny,

g) povolená míra celkových ztrát v přenosové soustavě,

h) změna hodnoty regulační báze aktiv jednotlivých licencovaných činností; u činnosti distribuce v členění podle napěťových úrovní distribuce,

i) změna hodnoty odpisů provozovatele přenosové soustavy.

(6) Provozovatelé lokálních distribučních soustav

a) používají ceny a tarify provozovatele regionální distribuční soustavy, k jehož zařízení jsou připojeni, nebo

b) požádají Úřad o stanovení individuálních povolených výnosů a povolených proměnných nákladů; pro stanovení cen a tarifů se v tomto případě použije postup obdobný s postupem platným pro provozovatele regionální distribuční soustavy, přičemž parametry stanovované Úřadem podle odstavců 4 a 5 jsou platné i pro příslušné provozovatele lokální distribuční soustavy. Úřad může v odůvodněných případech individuálně upravit rozsah nezbytně nutných ekonomických a technických údajů pro stanovení individuální ceny podle specifických vlastností distribučních soustav jednotlivých provozovatelů lokálních distribučních soustav.

(7) Úřad na vyžádání provozovatele lokální distribuční soustavy poskytne předběžně stanovené ceny a tarify provozovatele regionální distribuční soustavy, k jehož zařízení je připojen.

(8) Jednotliví provozovatelé regionálních distribučních soustav předloží Úřadu vždy do 30. dubna kalendářního roku a držitel licence na přenos elektřiny vždy do 15. května kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok údaje o skutečně dosažených výnosech licencované činnosti v posledním účetně ukončeném kalendářním roce, a to včetně podkladů pro jejich ověření, a dále podklady podle § 14.

(9) Návrh na změnu ceny za rezervovanou kapacitu zařízení přenosové soustavy v Kč/MW a rok, návrh na změnu ceny za použití zařízení přenosové soustavy v Kč/MWh a návrh na změnu cen za systémové služby je držitelem licence na přenos elektřiny předkládán do 30. června kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok.

(10) Ceny podle odstavce 9 jsou Úřadem stanoveny a sděleny do 31. července kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok provozovateli přenosové soustavy a provozovatelům regionálních distribučních soustav včetně ostatních cen potřebných pro výpočet.

(11) Návrhy na změnu kumulativní ceny elektřiny za rezervovanou kapacitu zařízení distribuční soustavy v Kč/MW a rok a kumulativní ceny za použití zařízení distribuční soustavy v Kč/MWh pro úrovně velmi vysokého napětí a vysokého napětí distribuce a dále návrh na změnu tarifů za službu distribuční soustavy na úrovni nízkého napětí pro regulovaný rok, návrh na změnu ceny dodávky elektřiny pro chráněné zákazníky včetně návrhu struktury tarifů pro jednotlivé zákaznické kategorie pro první rok regulačního období, odůvodněné nezbytnými údaji a výpočty, jsou předkládány provozovateli regionálních distribučních soustav Úřadu vždy nejpozději do 31. srpna kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok.

(12) Ceny podle odstavce 11 jsou Úřadem stanoveny a sděleny do 30. září kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok provozovatelům regionálních distribučních soustav, provozovatelům lokálních distribučních soustav podle odstavce 7 na základě jejich žádosti.

(13) Návrhy na změnu kumulativní ceny elektřiny za rezervovanou kapacitu zařízení distribuční soustavy v Kč/MW a rok a kumulativní ceny za použití zařízení distribuční soustavy v Kč/MWh pro úrovně velmi vysokého napětí a vysokého napětí distribuce a dále návrh na změnu tarifů za službu distribuční soustavy na úrovni nízkého napětí pro regulovaný rok, návrh na změnu ceny dodávky elektřiny pro chráněné zákazníky včetně návrhu struktury tarifů pro jednotlivé zákaznické kategorie pro první rok regulačního období, odůvodněné nezbytnými údaji a výpočty, jsou předkládány provozovateli lokálních distribučních soustav podle odstavce 6 písm. b) Úřadu nejpozději do 15. října kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok.

(14) Ceny podle odstavce 13 jsou Úřadem stanoveny a sděleny do 15. listopadu kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok provozovatelům lokálních distribučních soustav.

(15) Návrhy na změnu cen za činnosti operátora trhu pro regulovaný rok, odůvodněné nezbytnými údaji a výpočty, jsou předkládány operátorem trhu Úřadu vždy do 30. června kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok.

(16) Ceny podle odstavce 15 jsou Úřadem stanoveny a sděleny do 31. července kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok operátorovi trhu.

(17) Tarify a ceny uplatňované v rámci licencovaných činností podle § 3 jsou s účinností od 1. ledna příslušného regulovaného roku stanoveny cenovými rozhodnutími Úřadu do 30. listopadu kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok.

§ 6

Ověření výsledků regulace a stanovení korekčních faktorů v elektroenergetice

Korekční faktory v elektroenergetice jsou stanoveny způsobem uvedeným v příloze č. 9.

§ 7zrušeno

§ 8

Činnosti s regulovanými cenami v plynárenství

(1) Od 1. ledna 2005 jsou regulovány ceny těchto činností:

a) přeprava plynu,

b) distribuce plynu

1. provozovatelem regionální distribuční soustavy,

2. provozovatelem lokální distribuční soustavy.

(2) Do doby úplného otevření trhu s plynem je regulována cena dodávky plynu:

a) příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám,

b) chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k regionální distribuční soustavě,

c) chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě,

d) chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k lokální distribuční soustavě.

(3) Od 1. ledna 2005 jsou regulovány ceny ostatních plynů dodávaných konečným zákazníkům.

§ 9

Způsob regulace v plynárenství

(1) Způsoby regulace cen jsou v návaznosti na § 8 stanoveny zvláštním právním předpisem3).

(2) Ceny podle § 8jsou stanovovány pro jednotlivé držitele licencí.

(3) Ceny podle § 8odst. 1 písm. a) jsou stanoveny postupem uvedeným v příloze č. 10.

(4) Ceny podle § 8odst. 2 písm. a) jsou stanoveny postupem uvedeným v příloze č. 11.

(5) Ceny podle § 8odst. 1 písm. b) bodu 1 jsou stanoveny postupem uvedeným v příloze č. 12.

(6) Ceny podle § 8odst. 2 písm. b) jsou stanoveny tak, aby byla dodržena průměrná cena příslušné činnosti stanovená Úřadem postupem uvedeným v příloze č. 13 a byl dodržen vztah

∑ (Wpkzn x Cpkzn) ≤ sdzpij ,

kde

Wpkzn je váhový podíl ceny produktu nebo služby n vyjádřený podílem plánovaného množství energie zemního plynu dodané příslušným držitelem licence chráněným zákazníkům za cenu produktu nebo služby n a celkového množství energie zemního plynu dodané příslušným držitelem licence chráněným zákazníkům,

Cpkzn je navrhovaná cena produktu nebo služby n,

sdzpij je průměrná cena dodávky jednotkového množství energie zemního plynu příslušného držitele licence.

(7) Ceny podle § 8odst. 2 písm. c) jsou stanoveny postupem uvedeným v příloze č. 14.

(8) Základní kategorizace chráněných zákazníků ve smyslu § 9 odst. 6 je stanovena zvláštním právním předpisem6). Kategorizace chráněných zákazníků nad rámec tohoto zvláštního právního předpisu podléhá schválení Úřadu.

§ 10

Způsob tvorby a změny cen v plynárenství

(1) Způsob tvorby cen uvedených v § 9 odst. 3 až 7 je stanoven na regulační období prostřednictvím regulačního vzorce, jehož forma a parametry stanovované Úřadem podle odstavců 3 a 4 zůstávají neměnné po celé regulační období, pokud Úřad v případě poskytnutí nesprávných údajů držitelem licence nestanoví jinak.

(2) Regulační období začíná 1. lednem 2005 a končí 31. prosincem 2009.

(3) Parametry regulačního vzorce, které jsou s výjimkou změny vyplývající z odstavce 1 po celou dobu trvání regulačního období neměnné, jsou stanoveny Úřadem pro držitele licence na přepravu plynu, pro držitele licence na obchod s plynem dodávajícího plyn příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, nejpozději 5 měsíců před začátkem regulačního období a pro příslušné držitele licence dodávající plyn chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k regionální distribuční soustavě, nejpozději 15. září kalendářního roku předcházejícího začátek regulačního období v rozsahu:

a) výchozí hodnota povolených nákladů a výchozí hodnota odpisů příslušných licencovaných činností,

b) výchozí hodnota regulační báze aktiv příslušných licencovaných činností,

c) roční hodnota faktoru efektivity,

d) povolená míra celkových ztrát v přepravní soustavě,

e) koeficient faktoru odběrných míst,

f) koeficient mzdového eskalačního faktoru,

g) hodnota povolené ztráty, popřípadě zisku podle § 11,

h) zisk pro činnost podle § 8odst. 2 písm. a).

(4) Parametry regulačního vzorce, které jsou stanoveny Úřadem pro držitele licence na přepravu plynu nejpozději 5 měsíců před začátkem každého regulovaného roku a pro držitele licence na distribuci plynu nejpozději 15. září kalendářního roku předcházejícího každý regulovaný rok, jsou stanovovány v rozsahu:

a) míra výnosnosti pro jednotlivé licencované činnosti, přičemž hodnota výnosnosti stanovená s platností pro celé regulační období se v jednotlivých letech upravuje pouze o případné změny sazby daně z příjmů podle zvláštního předpisu5),

b) faktor odběrných míst,

c) korekční faktor pro jednotlivé držitele licence,

d) cena plynu pro krytí ztrát v distribučních soustavách pro jednotlivé držitele licence a nákupní cena pro krytí ztrát v přepravní soustavě,

e) faktor související s otevíráním trhu,

f) povolená míra celkových ztrát v distribučních soustavách připojených na přepravní soustavu, přičemž povolená míra celkových ztrát v distribučních soustavách je pro jednotlivé držitele licence individuální,

g) povolený rámec rozptylu povolených výnosů za činnost podle § 8odst. 1 písm. b) bodu 1,

h) změna hodnoty regulační báze aktiv,

i) změna hodnoty odpisů provozovatele přepravní soustavy,

j) zisk pro činnost podle § 8odst. 2 písm. b).

(5) Provozovatelé lokálních distribučních soustav

a) používají pro konečné zákazníky ceny shodné s cenami provozovatele regionální distribuční soustavy, k jehož zařízení jsou připojeni, nebo

b) požádají Úřad o stanovení individuálních povolených výnosů; pro stanovení cen se v tomto případě použije postup obdobný s postupem platným pro provozovatele regionální distribuční soustavy, přičemž parametry stanovované Úřadem podle odstavců 3 a 4 jsou platné i pro příslušné provozovatele lokální distribuční soustavy. Úřad může v odůvodněných případech individuálně upravit rozsah nezbytně nutných ekonomických a technických údajů pro stanovení individuální ceny podle specifických vlastností distribučních soustav jednotlivých provozovatelů lokálních distribučních soustav.

(6) Pro dodávku chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k lokální distribuční soustavě, se používají ceny

a) shodné s cenami dodávky chráněným zákazníkům připojeným ke stejné regionální distribuční soustavě jako daná lokální distribuční soustava, nebo

b) Úřad na základě žádosti příslušného držitele licence stanoví cenu dodávky individuálně, přičemž pro stanovení ceny se použije přiměřeně postup uvedený v příloze č. 13.

(7) Úřad na vyžádání provozovatele lokální distribuční soustavy poskytne předběžně stanovené ceny a tarify provozovatele regionální distribuční soustavy, k jehož zařízení je připojen.

(8) Změny cen podle § 8odst. 1 písm. a) a b) bodu 1 jsou v průběhu regulačního období prováděny jednou ročně, a to s účinností od 1. ledna regulovaného roku. Změny spojené se změnou ceny energie lze provádět od 1. dubna, 1. července a 1. října regulovaného roku podle přílohy č. 15.

(9) Pokud dojde ke změně ceny pro chráněné zákazníky s roční fakturací mimo termín pravidelného odečtu, stanoví se spotřeba plynu procentuálním rozdělením měsíčních odběrů podle zvláštního právního předpisu6).

(10) Jednotliví držitelé licencí na přepravu plynu, uskladňování plynu, distribuci plynu, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě, a obchod s plynem předloží Úřadu vždy do 30. dubna kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok podklady podle § 14.

(11) Držitel licence na přepravu plynu předloží Úřadu do 15. srpna kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok návrh ceny přepravy, odůvodněný nezbytnými údaji a výpočty.

(12) Držitelé licence na obchod dodávající plyn příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, předloží Úřadu do 15. srpna kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok návrh ceny energie zemního plynu a návrh ceny za uskladňování zemního plynu pro chráněného zákazníka.

(13) Ceny podle odstavců 11 a 12 jsou Úřadem stanoveny a sděleny do 15. září kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok držiteli licence na přepravu plynu, držitelům licence na obchod dodávajícím plyn příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám a jednotlivým držitelům licence na distribuci, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě.

(14) Jednotliví držitelé licence na distribuci plynu, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě, předloží Úřadu návrhy cen pro činnost podle § 8odst. 1 písm. b) bodu 1 v souladu s § 9 odst. 8do 30. září kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok.

(15) Ceny podle odstavce 14 jsou Úřadem stanoveny a sděleny do 15. října kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok jednotlivým držitelům licence na distribuci plynu, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě, provozovatelům lokálních distribučních soustav podle odstavce 5.

(16) Úřad je oprávněn provést následné změny stanovené ceny energie zemního plynu v případě zjištěných odchylek od ceny nákupu zemního plynu. Změny ceny sdělí Úřad držiteli licence na přepravu, příslušným držitelům licence dodávajícím plyn chráněným zákazníkům a držitelům licence na distribuci plynu, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě, nejpozději do 30. října kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok.

(17) Návrhy změny ceny energie zemního plynu předkládá držitel licence na obchod s plynem dodávající plyn příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, Úřadu nejméně 2 měsíce před termínem změny ceny energie zemního plynu, s výjimkou změny ceny od 1. ledna regulovaného roku, kdy je návrh ceny předkládán k 15. říjnu, přičemž je uplatňován postup, který umožní současné změny této ceny v celém řetězci dodávek zemního plynu všem zákaznickým kategoriím. Ceny jsou stanoveny cenovými rozhodnutími Úřadu a zveřejněny nejpozději jeden měsíc před termínem změn cen.

(18) Nové ceny produktů a služeb uplatňovaných v rámci licencovaných činností a podléhajících cenové regulaci jsou s účinností od 1. ledna regulovaného roku stanoveny cenovými rozhodnutími Úřadu, a to nejpozději do 30. listopadu kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok.

§ 11

Ověření výsledků regulace a stanovení korekčních faktorů v plynárenství

Korekční faktory v plynárenství jsou stanoveny způsobem uvedeným v příloze č. 15.

§ 12

Činnosti s regulovanými cenami v teplárenství

(1) Od 1. ledna 2002 jsou regulovány ceny:

a) výroby tepelné energie a

b) rozvodu tepelné energie.

(2) Cena tepelné energie pro odběratele v místě měření je součtem ceny výroby tepelné energie a ceny rozvodu tepelné energie, nebo pouze cena výroby tepelné energie.

(3) Ceny tepelné energie pro všechny odběratele jsou regulovány formou věcně usměrňovaných cen podle zvláštního právního předpisu3).

§ 13

Způsob tvorby a změny cen tepelné energie

(1) Výrobce spalující lehké topné oleje zahrnuje do věcně usměrňované ceny tepelné energie cenu paliva bez spotřební daně, pokud má nárok na vrácení spotřební daně podle zvláštního právního předpisu.7)

(2) Vymezení pravidel regulace cen podle § 12 odst. 1 pro příslušný regulovaný rok je stanovováno cenovým rozhodnutím Úřadu.

(3) Ve výjimečných případech, vyžaduje-li to spolehlivost dodávek tepelné energie konečnému spotřebiteli, může Úřad povolit odlišný postup stanovení ceny, než je uvedeno v odstavci 2, při zachování nediskriminačního přístupu k držitelům licence.

(4) V případech, kdy provozovatel tepelného zdroje umístěného v obytném domě v odůvodněných případech neinstaloval měřidlo spotřeby tepelné energie, zjistí se spotřeba za účtované období podle přílohy č. 16.

(5) V příloze č. 17 je uveden jeden z možných postupů pro dělení společných nákladů na tepelnou energii a na elektřinu při kombinované výrobě elektřiny a tepla.

§ 14

Obsah ekonomických údajů pro účely cenové regulace

(1) Držitelé licencí a operátor trhu předkládají Úřadu každoročně rozvahu a výkaz zisků a ztrát v plném rozsahu včetně přílohy sestavované podle zvláštního právního předpisu,8) a to vždy za uplynulý kalendářní nebo hospodářský rok.

(2) Držitelé licencí předkládají Úřadu každoročně ekonomické a technické údaje za uplynulý kalendářní nebo hospodářský rok zpracované podle zvláštního právního předpisu,1) a to

a) držitel licence na přenos elektřiny předkládá výkaz provozních aktiv, výkaz nákladů a výnosů, výkaz kontroly hospodářského výsledku, výkaz plánu investičních výdajů a technické výkazy,

b) držitel licence na distribuci elektřiny předkládá výkazy provozních aktiv, výkazy nákladů a výnosů, výkaz kontroly hospodářského výsledku, výkaz plánu investičních výdajů, výkaz výpočtu opravných položek, bilanční a technické výkazy,

c) držitel licence na obchod s elektřinou předkládá výkazy provozních aktiv, výkazy nákladů a výnosů, výkaz kontroly hospodářského výsledku, výkaz plánu investičních výdajů, výkaz výpočtu opravných položek, bilanční a technické výkazy,

d) držitel licence na přepravu plynu, licence na obchod s plynem a licence na uskladňování plynu předkládá výkaz provozních aktiv, výkaz nákladů a výnosů, výkaz kontroly hospodářského výsledku, výkaz plánu investičních výdajů, výkazy skutečných a plánovaných nákladů na nákup zemního plynu rozdělených na jednotlivá čtvrtletí roku, výkaz skutečných a plánovaných nákladů na uskladnění plynu v cizích podzemních zásobnících, bilanční a technické výkazy,

e) držitel licence na uskladňování plynu předkládá výkaz provozních aktiv, výkaz nákladů a výnosů, výkaz kontroly hospodářského výsledku, výkaz plánu investičních výdajů, výkaz skutečné a plánované bilance zemního plynu,

f) držitel licence na distribuci plynu připojený na přepravní soustavu a držitel licence na obchod s plynem předkládá výkazy provozních aktiv, výkazy nákladů a výnosů, výkaz kontroly hospodářského výsledku, výkaz plánu investičních výdajů, výkaz výpočtu opravných položek, výkaz nákladů na nákup zemního plynu, výkaz roční skutečné a plánované bilance distribuce zemního plynu s rozdělením na jednotlivá čtvrtletí a výkaz tarifní statistiky,

g) držitel licence na výrobu tepelné energie a držitel licence na rozvod tepelné energie předkládá výkaz provozních aktiv, výkaz nákladů a výnosů, výkaz kontroly hospodářského výsledku, výkaz plánu investičních výdajů a technický výkaz.

(3) Operátor trhu každoročně vždy do 30. dubna předkládá Úřadu výkazy plánovaných nákladů a výnosů a výkaz plánovaných výdajů na investice strukturovaný do jednotlivých let regulačního období. Výkazy jsou členěny podle činností organizování krátkodobého trhu s elektřinou, vyhodnocování, zúčtování a vypořádání odchylek a pro ostatní činnosti operátora trhu.

§ 14a

Postup stanovení ceny při vzniku držitele licence a přeměny stávajících držitelů licence v elektroenergetice a plynárenství

(1) Je-li udělena licence právnické osobě bez právního předchůdce nebo je-li udělena licence fyzické osobě v průběhu daného kalendářního roku a nevykonával-li tento držitel licence licencovanou činnost v předchozím kalendářním roce, použije Úřad při stanovení cen přiměřeně v elektroenergetice ustanovení § 5 a v plynárenství ustanovení § 10.

(2) Je-li v průběhu daného kalendářního roku udělena licence právnímu nástupci v důsledku splynutí9) dvou nebo více držitelů licence na stejnou činnost, platí pro takového držitele licence nadále ceny regulovaných činností stanovené pro právní předchůdce držitele licence pro jejich jednotlivá vymezená území, a to do konce daného kalendářního roku. Dojde-li v průběhu daného kalendářního roku ke sloučení10) dvou nebo více držitelů licence na stejnou činnost, platí pro držitele licence, na kterého přechází jmění zanikajícího nebo zanikajících držitelů licence, nadále ceny regulovaných činností stanovené pro zanikající držitele licence pro jejich jednotlivá vymezená území, a to do konce daného kalendářního roku.

(3) Dojde-li v průběhu daného kalendářního roku k převodu jmění držitele licence na jednoho společníka nebo akcionáře11), který je držitelem licence na stejnou činnost jako zanikající držitel licence nebo o takovou licenci žádá, platí pro něj nadále ceny regulovaných činností zanikajícího držitele licence, a to do konce daného kalendářního roku. Dojde-li v průběhu daného kalendářního roku k rozdělení držitele licence jako právnické osoby12), platí pro právního nástupce nebo právní nástupce, pokud jsou držiteli licencí na stejnou činnost jako zanikající držitel licence, nadále ceny regulovaných činností zanikajícího držitele licence, a to do konce daného kalendářního roku.

(4) Dojde-li v průběhu daného kalendářního roku k převodu nebo nájmu podniku či jeho části, který zahrnuje energetické zařízení sloužící výkonu licencované činnosti, platí pro nabyvatele nebo nájemce podniku nebo jeho části do konce daného kalendářního roku ceny regulovaných činností uplatňované převodcem nebo pronajímatelem na vymezeném území, kde je energetické zařízení umístěno.

(5) Pokud k účinkům splynutí nebo sloučení podle odstavce 2, rozdělení držitele licence či převodu jmění na společníka nebo akcionáře podle odstavce 3, nebo k převodu nebo nájmu podniku či jeho části podle odstavce 4, dojde po 30. listopadu daného kalendářního roku, vychází Úřad při stanovení regulovaných cen pro regulovaný rok z údajů poskytnutých právními předchůdci držitele licence, převodci nebo pronajímateli podniku nebo jeho části, a ceny stanovené pro tyto subjekty a jejich vymezená území pro následující regulovaný rok platí pro jejich právního nástupce, společníka nebo akcionáře, nebo nabyvatele nebo nájemce podniku nebo jeho části na celý regulovaný rok, případně pro jeho část při uplatnění postupu podle § 10 odst. 8. Stejně se postupuje i tehdy, pokud by právní účinky procesu sloučení, splynutí, rozdělení, převodu jmění na jednoho společníka nebo akcionáře nebo převodu nebo nájmu podniku či jeho části podle tohoto odstavce, zahájené v průběhu daného kalendářního roku, nastaly až k prvnímu dni regulovaného roku.


§ 15

Účinnost

Tato vyhláška nabývá účinnosti dnem 1. ledna 2002.


Předseda:

Ing. Brychta, CSc. v. r.


Příloha č. 1 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení cen za přenos elektřiny

Jednotková cena za roční rezervovanou kapacitu přenosové soustavy cperci je stanovena vztahem

PVpei - PAPP
cperci = ——————————
nk=1 RRK(PS-VVN)ki

kde

i je pořadové číslo regulovaného roku,

PVpei je hodnota povolených výnosů za činnost přenosu elektřiny pro regulovaný rok a je stanovena vztahem

PVpei = PNpei + Opei + Zpei

kde

PNpei jsou povolené náklady za činnost přenosu elektřiny pro regulovaný rok vypočítané podle vztahu

(pMI × MIt-1 + (1 - pMI) × Nt)
PNpei = PNpe0 × (1 - Xpe)i × Πl+i-1t=l ————————————
100

kde

PNpe0 je výchozí hodnota povolených nákladů držitele licence,

Xpe je faktor efektivity přenosu,

l je letopočet roku předcházejícího prvnímu regulovanému roku regulačního období,

pMI je koeficient mzdového eskalačního faktoru,

MIt-1 je mzdový eskalační faktor stanovený na základě indexu průměrné měsíční mzdy v průmyslu celkem vykázaného Českým statistickým úřadem v tabulce 3106 01-02-02 za 1. - 4. čtvrtletí roku t-1,

Nt je průmyslový eskalační faktor stanovený na základě podílu klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců vykázaného Českým statistickým úřadem v tabulce indexů cen průmyslových výrobců 7004 za měsíc duben roku t; pokud však hodnota takto zjištěného podílu klouzavých průměrů bude menší než 100, bude pro účely výpočtu použita hodnota 100,

Opei jsou odpisy dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence, sloužícího k zajištění přenosových služeb, vypočítané podle vztahu

l+i-2
O pei = O pe0 + ZHO pet
t=l

kde

Ope0 je výchozí hodnota odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence, sloužících k zajištění přenosových služeb,

ZHOpet je roční změna hodnoty odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku v roce t; pro první regulovaný rok regulačního období je ZHOpet = 0,

Zpei je zisk vypočtený jako součin míry výnosnosti a hodnoty regulační báze aktiv držitele licence na přenos podle vztahu

Zpei = RABpei x MVpei

kde

RABpei je hodnota regulační báze aktiv držitele licence na přenos pro regulovaný rok vypočítaná podle vztahu

l+i-2
RAB pei = RAB pe0 + ZHA pet
t=l

kde

RABpe0 je výchozí hodnota regulační báze aktiv držitele licence,

ZHApet je roční změna hodnoty regulační báze provozních aktiv držitele licence v roce t; pro první regulovaný rok regulačního období je ZHApet= 0,

MVpei je míra výnosnosti přenosu,

PAPP je část příjmů z aukcí na přeshraničních profilech přenosové sítě ČR, jejíž hodnotu stanoví Úřad na celé regulační období,

RRK(PS-VVN)ki je roční rezervovaná kapacita přenosové soustavy odběratele k. Kapacita zařízení přenosové soustavy je rezervována pro přímého odběratele z přenosové soustavy (bez exportu, bez tranzitu, bez odběru PVE ze sítě PPS v čerpadlovém provozu a bez odběru výrobců 1. a 2. kategorie, kromě samovýrobců, pro krytí spotřeby v areálu výrobny) a pro držitele licence na distribuci elektřiny připojené k přenosové soustavě, v regulovaném roce. Rezervovaná kapacita je pro držitele licence na distribuci, kteří jsou připojeni k přenosové soustavě, určena průměrem bilančních sald hodinových maxim 4 zimních měsíců (listopad až únor) za poslední tří zimní období před regulovaným rokem na rozhraní sítě PPS s PDS. Pro přímý odběr z přenosové soustavy je rezervovaná kapacita určena průměrem hodinových maxim odběru za 4 zimní měsíce (listopad až únor) v posledním zimním období před regulovaným rokem ve směru ze sítě PPS,

Jednotková cena za použití přenosové soustavy cpepzi je stanovena vztahem

vz.001

kde

PRNpei jsou proměnné náklady za činnost přenosu elektřiny bez započtení korekčního faktoru vypočítané v regulovaném roce podle vztahu

PRNpei = NCEpei × PZTpei

kde

NCEpei je průměrná nákupní cena elektřiny pro krytí ztrát v přenosové soustavě stanovená Úřadem pro regulovaný rok,

PZTpei je povolené množství ztrát v přenosové soustavě určené podle vztahu

kzPS
PZTpei = —————× RPMEzti
100 - kzPS

kde

kzPS je povolená míra ztrát v přenosové soustavě vztažená ke vstupujícímu toku elektřiny do přenosové soustavy bez systémového tranzitu stanovená Úřadem,

RPMEzti je vystupující tok elektřiny z přenosové soustavy, který se skládá z přímého odběru z přenosové soustavy (včetně vlastní spotřeby ze sítě PPS, kontrahovaného tranzitu a exportu) a transformace do nižších distribučních úrovní napětí v regulovaném roce,

Kpei-2 je korekční faktor pro činnost přenosu elektřiny pro regulovaný rok vypočtený podle přílohy č. 9,

pi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-1,

pi-2 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-2,

RPME2i je plánované přenesené množství elektřiny v regulovaném roce (odběr elektřiny z přenosové soustavy), na který se vztahuje cena za použití přenosové soustavy, které se skládá z přímého odběru z přenosové soustavy (bez tranzitu, bez exportu) a odběru PVE v čerpadlovém provozu a odběru výrobců, včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla a z bilančního salda transformace do nižších distribučních úrovní napětí v regulovaném roce.

Roční platba RPRK(PS-VVN)ki za rezervaci kapacity přenosové sítě odběratele k se vypočítá podle vztahu

RPRK(PS-VVN)ki = cperci x RRK(PS-VVN)ki

Jako informativní se určí výpočtová průměrná jednosložková cena za přenos elektřiny cpei v Kč/MWh včetně korekčního faktoru podle vztahu

PVpei - PAPP
cpei = ————————+ cpepzi
RPME1i

kde

RPME1i je plánované přenesené množství elektřiny (odběr elektřiny z přenosové soustavy), které se skládá z přímého odběru z přenosové soustavy (bez exportu, bez odběru PVE v čerpadlovém provozu, bez tranzitu a bez odběru výrobců 1. a 2. kategorie, kromě samovýrobců, pro krytí spotřeby v areálu výrobny) a z bilančního salda transformace do nižších distribučních úrovní napětí v regulovaném roce.

Příloha č. 2 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení regulované ceny za systémové služby

Regulovaná cena za systémové služby je stanovena vztahem

vz.002

kde

i je pořadové číslo regulovaného roku,

sssi je regulovaná cena za systémové služby bez započtení korekčního faktoru za systémové služby v regulovaném roce vypočítaná podle vztahu

PNCpsi + PNospsi + Oospsi + Zss - PNCsapsi
sssi = ————————————————————
kki × RMESS1i

kde

PNCpsi jsou celkové náklady na nákup podpůrných služeb v regulovaném roce stanovené analyticky Úřadem,

Zss je zisk za organizování trhu s podpůrnými službami stanovený rozhodnutím Úřadu,

PNospsi jsou povolené náklady držitele licence vypočítané podle vztahu

(pMI × MIt-1 + (1 - pMI) × Nt)
PNospsi = PNosps0 × (1 - Xosps)i × Πl+i-1t=l ————————————
100

kde

PNosps0 je výchozí hodnota povolených nákladů držitele licence nezbytných k zajištění obchodu se systémovými a podpůrnými službami,

Xosps je faktor efektivity,

l je letopočet roku předcházejícího prvnímu regulovanému roku regulačního období,

pMI je koeficient mzdového eskalačního faktoru,

MIt-1 je mzdový eskalační faktor stanovený na základě indexu průměrné měsíční mzdy v průmyslu celkem vykázaného Českým statistickým úřadem v tabulce 3106 01-02-02 za 1. - 4. čtvrtletí roku t-1,

Nt je průmyslový eskalační faktor stanovený na základě podílu klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců vykázaného Českým statistickým úřadem v tabulce indexů cen průmyslových výrobců 7004 za měsíc duben roku t; pokud však hodnota takto zjištěného podílu klouzavých průměrů bude menší než 100, bude pro účely výpočtu použita hodnota 100,

l+i-2
O ospsi = O osps0 + ZHO ospsi
t=l

kde

Oosps0 je výchozí hodnota odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence, sloužícího k zajištění obchodu se systémovými a podpůrnými službami,

ZHOospst je roční změna hodnoty odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku v roce t; pro první regulovaný rok regulačního období je ZHOospst = 0,

PNCsapsi je plánovaný objem nákladů na podpůrné služby hrazený za lokální spotřebu v regulovaném roce,

PNCsapsi = ssassi × PMEsai

kde

ssassi je pevná regulovaná cena za systémové služby pro lokální spotřebu2) výrobců 1. a 2. kategorie stanovená Úřadem pro regulovaný rok,

PMEsai je velikost plánované vykázané lokální spotřeby2) v regulovaném roce stanovená Úřadem,

kki je koeficient korekce spotřeby podle očekávaného vývoje spotřeby v regulovaném roce, jehož hodnotu stanoví Úřad,

RMESS1i je plánované vykázané množství elektřiny dodané konečným zákazníkům v České republice v regulovaném roce bez lokální spotřeby podle zvláštního právního předpisu2) a bez spotřeby v ostrovních provozech,

Kssi-2 je korekční faktor za systémové služby pro regulovaný rok vypočtený podle přílohy č. 9,

pi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-1,

pi-2 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-2.

Příloha č. 3 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení cen za distribuci elektřiny

Pro účely regulace cen distribuce elektřiny je distribuční systém rozčleněn na následující části:

• distribuční síť VVN,

• distribuční síť VN spolu s transformací VVN / VN,

• distribuční síť NN spolu s transformací VN / NN.

Jednotková cena za roční rezervovanou kapacitu na napěťových úrovních VVN a VN distribuční soustavy sdxerci je stanovena vztahem

vz.003

kde

i je pořadové číslo regulovaného roku,

PVUdxei je hodnota povolených výnosů za činnost distribuce elektřiny pro příslušnou x-tou distribuční úroveň napětí (VVN, VN nebo NN) po zahrnutí faktoru souvisejícího s otevíráním trhu stanovena vztahem

PVUdxei = PVdxei + Udxei

kde

PVdxei je hodnota povolených výnosů za činnost distribuce elektřiny pro příslušnou x-tou distribuční úroveň napětí (VVN, VN nebo NN) stanovena vztahem

PVdxei = PNdxei + Odxei + Zdxei

kde

PNdxei jsou povolené náklady držitele licence pro regulovaný rok, nezbytné k zajištění distribučních služeb na příslušné napěťové úrovni distribuce, vypočítané podle vztahu

vz.004

kde

PNdxe0 je výchozí hodnota povolených nákladů držitele licence, nezbytných k zajištění distribučních služeb na příslušné distribuční napěťové úrovni,

Xde je faktor efektivity činnosti distribuce elektřiny,

l je letopočet roku předcházejícího prvnímu regulovanému roku regulačního období,

pMI je koeficient mzdového eskalačního faktoru,

MIt-1 je mzdový eskalační faktor stanovený na základě indexu průměrné měsíční mzdy v průmyslu celkem vykázaného Českým statistickým úřadem v tabulce 3106 01-02-02 za 1. - 4. čtvrtletí roku t-1,

Nt je průmyslový eskalační faktor stanovený na základě podílu klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců vykázaného Českým statistickým úřadem v tabulce indexů cen průmyslových výrobců 7004 za měsíc duben roku t; pokud však hodnota takto zjištěného podílu klouzavých průměrů bude menší než 100, bude pro účely výpočtu použita hodnota 100,

Odxei jsou odpisy dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence, sloužícího k zajištění distribučních služeb na příslušné distribuční napěťové úrovni, vypočítané podle vztahu

Nt
Odxei = O dxe0 + Πl+i-1t=l ——
100

kde

Odxe0 je výchozí hodnota odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku příslušné části distribučního systému (úrovně napětí) držitele licence, sloužícího k zajištění distribučních služeb na příslušné distribuční napěťové úrovni,

Zdxei je zisk vypočtený jako součin míry výnosnosti a hodnoty regulační báze aktiv příslušné distribuční úrovně napětí držitele licence

Zdxei = RABdxei × MVdei

kde

RABdxei je hodnota regulační báze aktiv držitele licence příslušné distribuční úrovně napětí pro regulovaný rok vypočítaná podle vztahu

l+i
RAB dxei = RAB dxe0 + ZHA dxet
t=l

kde

RABdxeo je výchozí hodnota regulační báze aktiv příslušné části distribučního systému (úrovně napětí) držitele licence, sloužící k zajištění distribučních služeb na příslušné distribuční napěťové úrovni,

ZHAdxet je změna hodnoty regulační báze aktiv příslušné části distribučního systému (úrovně napětí) držitele licence v roce t;

MVdei je míra výnosnosti distribuce,

Udxei je faktor související s otevíráním trhu,

kpvxi je koeficient korekce povolených výnosů x-té distribuční napěťové úrovně analyticky stanovený Úřadem za účelem stabilizace cen v regulačním období, přičemž pro distribuční napěťovou úroveň NN je roven jedné,

PVUd(x+1)ei je hodnota povolených výnosů za činnost distribuce elektřiny pro distribuční napěťovou úroveň o jednu vyšší než je x-tá distribuční úroveň napětí, kromě distribuční napěťové úrovně VVN, po zahrnutí faktoru souvisejícího s otevíráním trhu,

kpv(x+1)i je koeficient korekce povolených výnosů o jednu distribuční napěťovou úroveň vyšší než je x-tá distribuční napěťová úroveň distribuční soustavy, kromě distribuční napěťové úrovně VVN,

Kdxei-2 je korekční faktor pro činnost distribuce elektřiny pro regulovaný rok přiřazený k x-té distribuční napěťové úrovni vypočtený podle přílohy č. 9,

pi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-1,

pi-2 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-2,

RKKZxei je plánovaná roční rezervovaná kapacita v MW konečných zákazníků (bez exportu, bez odběru PVE v čerpadlovém provozu, bez tranzitu a bez odběru výrobců 1. a 2. kategorie, kromě samovýrobců, pro krytí spotřeby v areálu výrobny) v regulovaném roce pro distribuční napěťovou úroveň VVN nebo VN,

TMTRxi jsou technická maxima v MW transformace z napěťové úrovně VVN a VN distribuční soustavy na nižší distribuční napěťovou úroveň v regulovaném roce, která se stanoví podle vztahů

RKKZVNei × TETRVVNei
TMTRVVNi = ————————————
RMEKZVNei
RKKZVNei × TETRVNei
TMTRVNi = ———————————
RMEKZVNei

TETRVVNei, TETRVNei jsou roční plánovaná množství elektřiny transformovaná z napěťové úrovně VVN a VN na nižší distribuční napěťovou úroveň distribuční soustavy v regulovaném roce,

RMEKZVVNei, RMEKZVNei jsou roční plánovaná množství elektřiny odebíraná konečnými zákazníky na napěťové úrovni VVN a VN distribuční soustavy v regulovaném roce.

Jednotková cena za použití sítě distribuční napěťové úrovně sdxepzi, je stanovena vztahem

PRNdxei
sdxepzi = ——————
RDME2xi

kde

PRNdxei proměnné náklady na distribuci elektřiny pro příslušnou x-tou distribuční úroveň napětí (VVN, VN nebo NN) bez započtení korekčního faktoru za činnost distribuce v regulovaném roce jsou stanoveny vztahem

PRNdxei =NCEdei × PZTdxei

kde

NCEdei je průměrná nákupní cena elektřiny pro krytí ztrát v distribuční soustavě stanovená Úřadem pro jednotlivé provozovatele distribučních soustav v regulovaném roce,

PZTdxei je povolené množství ztrát v napěťové úrovni x distribuční sítě určené podle vztahu

PZTdxei = kzxi × PZTdei

kde

kzxi je koeficient podílu ztrát x-té napěťové úrovně distribuční soustavy na celkových ztrátách PZTdei v regulovaném roce stanovený analyticky Úřadem, přičemž

kzxi = 1
x

, kde

PZTdei = kzdei × RDMEpzdi

kde

kzdei je povolená míra celkových ztrát v distribuční soustavě v regulovaném roce vztažená ke vstupujícímu toku elektřiny do této distribuční soustavy v procentech,

ksode
kzdei = ktde + kode x ( 1 -————)i
100

kde

ktde je povolená míra technických ztrát v distribuční soustavě v regulovaném roce vztažená ke vstupujícímu toku elektřiny do této distribuční soustavy, stanovená analyticky Úřadem v procentech, výše technických ztrát v distribuční soustavě v regulovaném roce je stanovena provozovatelem distribuční soustavy v souladu se zvláštním právním předpisem13),

kode je povolená míra obchodních ztrát v distribuční soustavě v regulovaném roce vztažená ke vstupujícímu toku elektřiny do této distribuční soustavy, stanovená analyticky Úřadem v procentech,

ksode je koeficient snížení povolené míry obchodních ztrát v distribuční soustavě v regulovaném roce, stanovený analyticky Úřadem v procentech,

RDMEpzdi je plánované množství elektřiny na vstupu do distribuční soustavy držitele licence na distribuci v regulovaném roce (dodávka ze zdrojů připojených k distribuční soustavě, dodávka z přenosové soustavy a dodávka ze sousedních distribučních soustav včetně dovozu ze zahraničí),

RDME2xi je plánované množství elektřiny distribuované x-tou napěťovou úrovní distribučního systému držitele licence v regulovaném roce. Jsou to odběry elektřiny z příslušné části distribučního systému, které se skládají z odběrů všech konečných zákazníků z dané distribuční napěťové úrovně (včetně odběru lokálních distributorů), z exportu, odběru PVE v čerpadlovém provozu a z odběrů výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla, odběru samovýrobců do areálu výrobny a elektřiny transformované na nižší distribuční úroveň napětí (kromě NN).

Jednotková cena za měsíční rezervovanou kapacitu na napěťových úrovních VVN a VN distribuční soustavy smdxerci včetně korekčního faktoru za distribuci elektřiny se stanoví podle následujícího vztahu

sdxerci × kzni
smdxerci = ———————
12

kde

kzni je koeficient znevýhodnění roční rezervované kapacity na napěťových úrovních VVN a VN distribuční soustavy v regulovaném roce určený podle vztahu

kpri
kzni = knri + ————
100

kde

knri je koeficient nerovnoměrnosti ročního technického maxima zatížení vztaženého k součtu měsíčních technických maxim zatížení odběrů konečných zákazníků na napěťových úrovních VVN a VN distribuční soustavy v regulovaném roce, stanovený analyticky Úřadem v poměrných jednotkách,

kpri je procentní přirážka ke koeficientu nerovnoměrnosti v regulovaném roce, analyticky stanovená Úřadem.

Jako informativní se určí výpočtová průměrná jednosložková cena distribuce elektřiny sdxei v Kč/MWh pro samostatné distribuční napěťové úrovně včetně korekčního faktoru za distribuci elektřiny. Pro napěťovou úroveň NN distribuční soustavy je použita ke stanovení dvousložkových tarifů za distribuci pro konečné zákazníky. Výpočtová průměrná jednosložková cena distribuce elektřiny sdxei se stanoví podle vztahu

vz.005

kde

RDME1xi je plánované množství elektřiny distribuované x-tou napěťovou úrovní distribučního systému držitele licence na distribuci v regulovaném roce konečným zákazníkům a tok transformací elektřiny do nižších distribučních úrovní napětí (kromě NN) bez exportu, odběru PVE v čerpadlovém provozu a bez odběru výrobců 1. a 2. kategorie, kromě samovýrobců, pro krytí spotřeby v areálu výrobny.

Příloha č. 4 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení kumulativní ceny za distribuci elektřiny

Kumulativní dvousložková cena za distribuci se rozděluje na část za rezervaci kapacity a na část za použití příslušné napěťové úrovně distribuční sítě.

Regulované průměrné ceny jednotkového množství elektřiny za rezervaci kapacity a za použití sítě na distribuční napěťové úrovni velmi vysokého napětí jsou stanoveny vztahy

RRK(PS-VVN)ei + ∑ RRK(VVNk-VVN)ei
k=1,n
cdVVNerci = sdVVNerci + cperci x —————————————————
RKKZVVNei + TMTRVVNei

TE(PS-VVN)ei + ∑ TE(VVNk-VVN)ei
k=1,n
cdVVNepzi = sdVVNepzi + cpepzi x —————————————————
RDME2VVNi

Regulované průměrné ceny jednotkového množství elektřiny za rezervaci kapacity a za použití sítě na distribuční napěťové úrovni vysokého napětí jsou stanoveny vztahy

TMTRVVNei
cdVNerci = sdVNerci + cdVVNerci × ———————————
RKKZVNei + TMTRVNei
TETRVVNei
cdVNepzi = sdVNepzi + cdVVNepzi × ——————
RDME2VNi

Regulovaná průměrná cena jednotkového množství elektřiny za použití sítě na distribuční napěťové úrovni nízkého napětí je stanovena vztahem

TETRVNei
cdNNepzi = sdNNepzi + cdVNepzi × ——————
RDME2NNi

Na distribuční napěťové úrovni nízkého napětí je vypočtena kumulativní jednosložková průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny, která slouží ke stanovení dvousložkových tarifu za distribuci na napěťové úrovni NN pro konečné zákazníky. První složka tarifu je odvozena od plánované roční rezervované kapacity v A hlavního jističe před elektroměrem (technické maximum) konečných zákazníků v regulovaném roce, druhá složka tarifu, která zahrnuje i kumulativní cenu cdNNepzi za použití sítě na distribuční napěťové úrovni NN, je vztažena k odebranému množství elektřiny v kWh v regulovaném roce, přičemž může být rozdělena na cenu vysokého a nízkého tarifu. Cena vysokého tarifu platí v době blokování elektrického zařízení odběratele.

Kumulativní jednosložková průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny na distribuční napěťové úrovni velmi vysokého napětí je stanovena vztahem

pi-1pi-2
PVUdVVNei x + kpvVVNi + KdVVNei-2 x——— x——+ cperci x ( RRK(PS-VVN)ei +∑ RRK(VVNk-VVN)ei) - cdVVNerci x RKKZVVNei
100100k=1,n
cdVVNei = ————————————————————————————————————————————————————————————+ cdVVNepzi
TETRVVNei

Kumulativní jednosložková průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny na distribuční napěťové úrovni vysokého napětí je stanovena vztahem

vz.006

Kumulativní jednosložková průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny na distribuční napěťové úrovni nízkého napětí je stanovena vztahem

TETRVNeiTETRVNei
cdNNei = sdNNei + (cdVNei - cdVNepzi) × ——————+ cdVNepzi × ——————
RDME1NNiRDME2NNi

kde

i je pořadové číslo regulovaného roku,

sdVVNerci, sdVNerci jsou složky ceny distribuce elektřiny za roční rezervovanou kapacitu napěťové úrovně VVN a VN distribuční soustavy v Kč/MW a rok v regulovaném roce,

sdVVNepzi, sdVNepzi jsou složky ceny distribuce elektřiny za použití napěťové úrovně VVN a VN distribuční soustavy v Kč/MWh v regulovaném roce,

sdVNei, sdNNei, jsouceny za distribuci elektřiny na úrovni VN a NN stanovené podle přílohy č. 3,

cperci je složka regulované ceny přenosu elektřiny za roční rezervovanou kapacitu přenosové soustavy v Kč/MW a rok stanovená podle přílohy č. 1,

cpepzi je složka regulované ceny přenosu elektřiny za použití přenosové soustavy v Kč/MWh stanovená podle přílohy č. 1,

PVUdVVNei je hodnota povolených výnosů držitele licence v regulovaném roce pro distribuční úroveň napětí VVN stanovená podle přílohy č. 3,

kpvVVNi je koeficient korekce povolených výnosů PVdVVNei držitele licence pro napěťovou úroveň VVN distribuční soustavy v regulovaném roce, stanovená Úřadem za účelem stabilizace cen v regulačním období,

KdVVNei-2 je korekční faktor za činnost distribuce elektřiny přiřazený k distribuční napěťové úrovni VVN pro regulovaný rok vypočtený podle přílohy č. 9,

pi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-1,

pi-2 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-2,

TE(PS-VVN)ei, TETRVVNei, TETRVNei jsou plánované toky elektřiny pro regulovaný rok mezi přenosovou soustavou a distribuční úrovní VVN, popřípadě plánované toky elektřiny transformací z distribuční napěťové úrovně VVN a VN na nižší napěťovou úroveň distribuční soustavy v regulovaném roce. Je uvažován tok v transformaci mezi úrovněmi napětí (na vstupu do transformace, tedy se započtením ztrát v transformaci mezi úrovněmi distribučních napětí); ztráty v transformaci PS - VVN jsou započteny do ztrát PS,

TE(VVNk-VVN)ei je plánované bilanční saldo elektřiny mezi distribuční úrovní VVN k-tého držitele licence na distribuci a ostatními držiteli licence na distribuci, jejichž distribuční soustavy jsou připojeny k přenosové soustavě,

RDME1VNi, RDME1NNi jsou plánovaná množství elektřiny distribuovaná napěťovou úrovní VN a NN distribučního systému držitele licence v regulovaném roce konečným zákazníkům a tok elektřiny transformací do nižší distribuční úrovně napětí (kromě NN) bez exportu, bez odběru PVE v čerpadlovém provozu a bez odběru výrobců 1. a 2. kategorie, kromě samovýrobců, pro krytí spotřeby v areálu výrobny,

RDME2VVNi, RDME2VNi, RDME2NNi jsou plánované toky elektřiny pro regulovaný rok na výstupu z distribuční úrovně VVN, popřípadě VN nebo NN držitele licence. Jsou to odběry konečných zákazníků na dané distribuční úrovni napětí, toky do transformace elektřiny do nižších napěťových úrovní z dané distribuční úrovně napětí (kromě NN), bilanční saldo odběru držitelů licence na distribuci, kteří nejsou připojeni k přenosové soustavě, export a odběry PVE v čerpadlovém provozu a odběr výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla na dané napěťové úrovni,

RRK(PS-VVN)ei je rezervovaná kapacita přenosové soustavy plánovaná držitelem licence na distribuci připojeného k přenosové soustavě stanovená podle přílohy č. 1,

RRK(VVNk-VVN)ei je plánované bilanční saldo rezervované kapacity mezi distribuční úrovní VVN k-tého držitele licence na distribuci a držitele licence na distribuci, kteří jsou připojeni k přenosové soustavě,

RKKZVVNei, RKKZVNei je plánovaná roční rezervovaná kapacita (technické maximum) konečných zákazníků (bez exportu, bez odběru PVE v čerpadlovém provozu, bez tranzitu a bez odběru výrobců 1. a 2. kategorie, kromě samovýrobců, pro krytí spotřeby v areálu výrobny) napěťové úrovně VVN a VN distribuční soustavy v regulovaném roce,

RMEKZVVNei, RMEKZVNei jsou roční plánovaná množství elektřiny odebíraná konečnými zákazníky na napěťové úrovni VVN a VN distribuční soustavy v regulovaném roce,

TMTRVVNi, TMTRVNi jsou technická maxima v MW transformace z napěťové úrovně VVN a VN distribuční soustavy na nižší napěťovou úroveň v regulovaném roce, která se stanoví podle vztahů

?>
TETRVVNei
TMTRVVNi = RKKZVNei × ——————
RMEKZVNei
?>
TETRVNei
TMTRVNi = RKKZVNei × ———————
RMEKZVNei

n je počet sousedních distribučních soustav.

Přetoky mezi sítěmi VVN jednotlivých držitelů licence na distribuci jsou placeny cenou za přenos elektřiny. Úhrada nákladů na používání vývodových polí, vedení atd. se může řešit samostatnou dohodou. Při tvorbě ceny za službu sítě se na příslušných smluvních stranách náklady a výnosy plynoucí z dohody započítávají do povolených nákladů nebo výnosů.

Přetoky mezi sítěmi VN a NN jednotlivých držitelů licence na distribuci mohou být, v odůvodněných případech, mezi jednotlivými držiteli licence hrazeny na základě „Dohody o úhradě nákladů“. Při tvorbě ceny za službu sítě se na příslušných smluvních stranách náklady a výnosy plynoucí z dohody započítávají do povolených nákladů nebo výnosů.

Příloha č. 5 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení průměrné ceny dodávky elektřiny pro chráněného zákazníka

Průměrná cena dodávky elektřiny cchze pro chráněné zákazníky odebírající elektřinu z distribuční napěťové úrovně NN se v prvním regulovaném roce regulačního období stanoví podle následujícího vztahu

cchze = cdneve + cot + css + cdNNe + cvozk + cdDS + cprds + cochzNNe

kde

cdneve je individuální nákupní cena elektřiny provozovatele regionální distribuční soustavy v Kč/MWh v prvním regulovaném roce regulačního období stanovená rozhodnutím Úřadu,

cot je celostátně jednotná pevná cena za činnost zúčtování operátora trhu, která se vztahuje ke skutečné hodnotě měsíčního odběru subjektu zúčtování, stanovená Úřadem pro první regulovaný rok regulačního období,

css je regulovaná cena systémových služeb pro konečné zákazníky v prvním regulovaném roce regulačního období, stanovená rozhodnutím Úřadu podle přílohy č. 2,

cdNNe je jednosložková průměrná kumulativní cena za distribuci jednotkového množství elektřiny na distribuční napěťové úrovni NN v prvním regulovaném roce regulačního období, stanovená rozhodnutím Úřadu podle přílohy č. 4,

cvozk je celostátně jednotná pevná cena vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a ze zdrojů s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla placená konečnými zákazníky v prvním regulovaném roce regulačního období, stanovená podle přílohy č. 6,

cdDS je regionální příspěvek konečných zákazníků distribuční sítě k ceně distribuce elektřiny na decentrální výrobu podle přílohy č. 8,

cprds je celostátní pevná cena pro regionální distributory za zprostředkování plateb za systémové služby, obnovitelné zdroje, kombinovanou výrobu elektřiny a tepla a za decentrální výrobu; cena je stanovená rozhodnutím Úřadu,

cochzNNe je průměrná cena obchodu s elektřinou pro chráněné zákazníky na napěťové úrovni NN distribuční soustavy stanovená vztahem

PNochzNNe0 + OochzNNe0 + ZochzNNe0
cochzNNe = —————————————————— + zochzNNe0
RMECHZNN + RMEOZNN

kde

PNochzNNe0 je výchozí hodnota povolených nákladů,

OochzNNe0 je výchozí hodnota odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence,

ZochzNNe0 je zisk pro činnost dodávky elektřiny chráněným zákazníkům,

zoechzNNe0 je zisková marže pro činnost dodávky elektřiny chráněným zákazníkům, stanovená analyticky Úřadem v Kč/MWh,

RMECHZNN je plánované množství elektřiny dodané příslušným držitelem licence na distribuční napěťové úrovni NN chráněným zákazníkům v prvním regulovaném roce regulačního období,

RMEOZNN je plánované množství elektřiny dodané příslušným držitelem licence na distribuční napěťové úrovni NN v prvním regulovaném roce regulačního období oprávněným zákazníkům.

Příloha č. 6 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení ceny na krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a ze zdrojů s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla a postup kompenzace těchto vícenákladů

Cena na krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a ze zdrojů s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla placená konečnými zákazníky a lokální spotřebou2) cvozki je určena vztahem

?>
n
(VCNvozij + VCNvkij) + Kveni
j=1
cvozki = —————————————————
RMESi

kde

i je pořadové číslo regulovaného roku,

j je pořadové číslo držitele licence na distribuci,

n je počet držitelů licence na distribuci,

VCNvozij předpokládané celkové vícenáklady j-tého držitele licence na distribuci na povinný výkup elektřiny z obnovitelných zdrojů jsou stanoveny vztahem

mm
VCNvozij = (cmvozis + cneveij) × PMEozijs + cdvozis × PMEdozijs
s=1s=1

kde

m je počet druhů obnovitelných zdrojů,

cmvozis je celostátně jednotná minimální výkupní cena elektřiny z s-tého druhu obnovitelného zdroje, stanovená Úřadem pro regulovaný rok,

cdvozis je celostátně jednotná pevná cena elektřiny z s-tého druhu obnovitelného zdroje hrazená regionálním distributorem, kterou Úřad stanoví pro rok i regulačního období pro elektřinu, která není dodána do regionální distribuční soustavy a je spotřebována fyzickou nebo právnickou osobou bez použití regionální distribuční soustavy,

cneveij je individuální nákupní cena elektřiny v j-té distribuční soustavě stanovená analyticky Úřadem pro jednotlivé provozovatele distribučních soustav v regulovaném roce,

PMEozijs je předpokládané množství elektřiny vykoupené z s-tého druhu obnovitelného zdroje j-tého držitele licence na distribuci v regulovaném roce,

VCNvkij předpokládané celkové vícenáklady j-tého držitele licence na distribuci na povinný výkup elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla jsou stanoveny vztahem

VCNvkij = ∑ (cmvki + cneveij) × PMEkij + cpvkiM × PMEkijM + cpvkiV × PMEkijV

kde

cmvki jsou celostátně jednotné minimální výkupní ceny elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů do 1 MWe instalovaného výkonu včetně, stanovené Úřadem pro regulovaný rok,

PMEkij jsou předpokládaná množství elektřiny vykoupená z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů do 1 MWe instalovaného výkonu včetně u j-tého držitele licence na distribuci v regulovaném roce,

cpvkiM je celostátně jednotná pevná cena, stanovená Úřadem, za každou MWh elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů od 1 MWe do 5 MWe instalovaného výkonu včetně,

PMEkijM je předpokládané množství elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů do 5 MWe instalovaného výkonu včetně j-tého držitele licence na distribuci v regulovaném roce,

cpvkiV je celostátně jednotná pevná cena, stanovená Úřadem, za každou MWh elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů nad 5 MWe instalovaného výkonu,

PMEkijV je předpokládané množství elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů nad 5 MWe instalovaného výkonu j-tého držitele licence na distribuci v regulovaném roce,

Kvcni je korekční faktor v Kč s uvážením časové hodnoty peněz, pro podporu výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla. Určuje se podle vztahu

npi-2pi-1
Kvcni = ( KvPSi-2 + Kvcni-2j ) ×——×——
j=1100100

kde

Kvcni-2j je korekční faktor v Kč spojený s povinným výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla j-tého provozovatele regionální distribuční soustavy, který se stanoví jako rozdíl mezi skutečnými vícenáklady spojenými s povinným výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla včetně platby pro vyrovnání vícenákladů výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla provozovatele regionální distribuční soustavy stanovené pro rok i-2 a skutečnými výnosy j-tého provozovatele regionální distribuční soustavy plynoucími z ceny pro konečné zákazníky a lokální spotřebu na krytí těchto vícenákladů za rok i-2. V případě, že vícenáklady v roce i-2 přesáhly výnosy, je korekční faktor kladný. V případě, že vícenáklady v roce i-2 byly menší než výnosy, je korekční faktor záporný. Způsob výpočtu korekčního faktoru Kvcni-2j je popsán v příloze č. 9,

KvPSi-2 je korekční faktor v Kč spojený s povinným výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla provozovatele přenosové soustavy, který se stanoví jako rozdíl mezi skutečnými a plánovanými výnosy z podpory obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla v roce i-2; korekční faktor je kladný nebo záporný,

pi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-1,

pi-2 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-2,

RMESi je plánované množství elektřiny v regulovaném roce regulačního období dodané konečným zákazníkům v České republice včetně exportu ze sítě distributora, odběru PVE v čerpadlovém provozu (připojených k sítím distributorů), salda provozovatelů lokálních distribučních soustav, odběru výrobců a včetně lokální spotřeby2) v přenosové a jednotlivých distribučních soustavách.

Platba pro vyrovnání vícenákladů výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla j-tého provozovatele regionální distribuční soustavy nebo provozovatele přenosové soustavy je stanovena podle vztahu

PLvozkij = Zvozkij - (VCNvozij + VCNvkij)

kde

Zvozkij jsou předpokládané platby konečných zákazníků a lokální spotřeby j-tému provozovateli regionální distribuční soustavy nebo provozovateli přenosové sítě prostřednictvím ceny na krytí vícenákladů včetně korekčního faktoru v regulovaném roce; provozovatel přenosové soustavy nemá vícenáklady spojené s výkupem z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla podle zvláštního právního předpisu4),

Zvozkij = cvozkij x RMESij

RMESij je plánované množství elektřiny v regulovaném roce dodané konečným zákazníkům j-tého provozovatele regionální distribuční soustavy, včetně exportu ze sítě distributora, odběru PVE v čerpadlovém provozu (připojených k síti distributora), včetně provozovatelů lokálních distribučních soustav, odběru výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla a lokální spotřeby. U provozovatele přenosové soustavy se jedná o plánované množství elektřiny dodané konečnému zákazníkovi a lokální spotřebě2)v regulovaném roce.

Pro držitele licence na přenos se platba PLvozkij rovná platbě konečných zákazníků a lokální spotřeby Zvozkij vzhledem k tomu, že vícenáklady na povinný výkup elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla u tohoto držitele licence nevznikají.

Platby PLvozkij jsou s ohledem na znaménko vyrovnány přímo mezi jednotlivými provozovateli regionálních distribučních soustav a držitelem licence na přenos v celkové výši stanovené Úřadem a rozdělené úměrně absolutním hodnotám PLvozkij jednotlivých provozovatelů regionálních distribučních soustav a držitele licence na přenos.

Příloha č. 7 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení ceny za vyhodnocování, zúčtování a vypořádání odchylek operátorem trhu

Cena za vyhodnocování, zúčtování a vypořádání odchylek operátorem trhu czoi je stanovena vztahem

Nt
czoi = (czo0 + kzoi) × (1 - Xzo)i × Πl+i-1t=l ——
100

kde

i je pořadové číslo regulovaného roku,

czo0 je výchozí cena za vyhodnocování, zúčtování a vypořádání odchylek stanovená analyticky Úřadem,

?>
PVzo0
czo0 = ———
SME1

kde

PVzo0 je výchozí hodnota povolených výnosů stanovená analyticky Úřadem tak, aby v průběhu regulačního období byly pokryty všechny nezbytné náklady související s organizováním krátkodobého trhu s elektřinou, vyhodnocováním, zúčtováním a vypořádáním odchylek a další nezbytné náklady související s rozvojem informačních technologií nutných pro zajištění fungování trhu s elektřinou v České republice včetně přiměřeného zisku podle zvláštního právního předpisu14),

SME1 je plánované množství elektřiny dodané všem konečným zákazníkům v České republice v roce 1 včetně lokální spotřeby podle zvláštního právního předpisu2),

kzoi je složka ceny respektující změnu nákladů operátora trhu v důsledku změny rozsahu regulované činnosti operátora trhu v průběhu regulačního období,

Xzo je faktor efektivity,

l je letopočet roku předcházejícího prvnímu regulovanému roku regulačního období,

Nt je průmyslový eskalační faktor stanovený na základě podílu klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců vykázaného Českým statistickým úřadem v tabulce indexů cen průmyslových výrobců 7004 za měsíc duben roku t; pokud však hodnota takto zjištěného podílu klouzavých průměrů bude menší než 100, bude pro účely výpočtu použita hodnota 100.

Příloha č. 8 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení ceny příspěvku pro decentrální zdroje vyvedené do distribučních sítí a postup kompenzace příspěvků

Cena příspěvku pro zdroje vyvedené do napěťových úrovní distribučních sítí zohledňuje příznivý vliv těchto zdrojů na snížení ztrát v přenosové a distribučních sítích. Příspěvek je celostátně jednotný, rozlišený po napěťových úrovních distribuce a je hrazen držitelem licence na distribuci příslušnému držiteli licence na výrobu elektřiny.

Cenu příspěvků cdVVNdvi, cdVNdvi a cdNNdvi v příslušných letech regulovaného období pro zdroje vyvedené do úrovně VVN, VN a NN stanoví Úřad.

Předpokládaný roční objem příspěvků v Kč/rok zaplacený na jednotlivých distribučních napěťových úrovních VVN, VN a NN držitelem licence na distribuci držitelům licence na výrobu je dán vztahem

PLdDSxi = cdxdvi x PMEdDSxvi

kde

i je pořadové číslo regulovaného roku,

x je distribuční napěťová úroveň VVN, VN nebo NN,

PMEdDSxvi je celkové předpokládané množství elektřiny vyrobené ve zdrojích a vyvedené do napěťové úrovně distribuce x distribuční sítě držitele licence na distribuci.

Individuální příspěvek cdDSi k ceně distribuce elektřiny dodané konečným zákazníkům na krytí decentrální výroby pro zdroje vyvedené do distribuční sítě jednotný pro všechny napěťové úrovně distribuční soustavy je určen vztahem

PLdDSi + KdDSi
x
cdDSi = ————————
RMESi

kde

RMESi je plánované množství elektřiny v regulovaném roce dodané na všech distribučních napěťových úrovních konečným zákazníkům v dané distribuční soustavě včetně exportu ze sítí držitele licence na distribuci, odběru PVE v čerpadlovém provozu (připojených do sítí držitele licence na distribuci), provozovatelům lokálních distribučních soustav a odběru výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla,

KdDSi je korekční faktor za decentrální výrobu pro regulovaný rok v Kč s uvážením časové hodnoty peněz. Určuje se podle vztahu

pi-2pi-1
KdDSi = KdDSi-2 × —— × ——
100100

kde

KdDSi-2 je korekční faktor v Kč spojený s krytím decentrální výroby provozovatele regionální distribuční soustavy, který se stanoví jako rozdíl mezi skutečnými náklady provozovatele distribuční soustavy spojenými s placením příspěvku pro decentrální zdroje vyvedené do napěťových úrovní distribučních sítí v roce i-2 a skutečnými výnosy provozovatele regionální distribuční soustavy z individuálního příspěvku k ceně distribuce elektřiny dodané konečným zákazníkům na krytí decentrální výroby elektřiny dosažené v roce i-2. Způsob výpočtu korekčního faktoru KdDSi-2 je popsán v příloze č. 9,

pi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-1,

pi-2 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-2.

Příloha č. 9 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Ověření výsledků regulace a stanovení korekčních faktorů v elektroenergetice

(1) Pro činnost přenosu elektřiny se výnosy z ceny za rezervaci kapacity nekorigují, koriguje se pouze dosažená míra ztrát v přenosové soustavě.

(2) Z hodnoty povoleného rámce rozptylu míry ztrát licencované činnosti přenos elektřiny definované v § 5 odst. 4 d) a skutečného množství elektřiny dodaného na vstupu do přenosové soustavy včetně smluvního tranzitu v roce i-2 je stanovena horní a dolní mez povoleného množství ztrát.

(3) Kontrolní ztráty se rovnají velikosti skutečně naměřených ztrát v přenosové soustavě, pokud se skutečně naměřené ztráty nachází uvnitř pásma daného horní a dolní mezí povoleného množství ztrát. Pokud se skutečně naměřené ztráty nachází vně tohoto pásma, rovnají se kontrolní ztráty příslušné bližší mezi povoleného množství ztrát stanovené podle odstavce 2.

(4) Korekční faktor pro činnost přenosu elektřiny je dán rozdílem skutečně vynaložených nákladů na ztráty v přenosové soustavě a součinu kontrolních ztrát a ceny elektřiny pro nákup ztrát stanovené Úřadem pro rok i-2.

(5) Korekční faktor pro činnost přenosu elektřiny podle odstavce 4 se přičítá k proměnným nákladům povoleným na nákup ztrát v přenosové soustavě v regulovaném roce.

(6) Korekční faktor pro činnost poskytování systémových služeb se stanoví jako rozdíl celkových skutečných nákladů a skutečných výnosů za systémové služby v roce i-2. Celkové skutečné náklady se stanoví jako součet skutečných nákladů na nákup podpůrných služeb, Úřadem povolených výnosů za organizování obchodu s podpůrnými a systémovými službami a Úřadem povoleného zisku v roce i-2. Korekční faktor se přičítá k povoleným nákladům na podpůrné služby stanoveným Úřadem pro regulovaný rok.

(7) Pro regulovanou činnost distribuce elektřiny se stanovují výpočtové výnosy na jednotlivých napěťových úrovních distribuce a celkové výpočtové výnosy v součtu za všechny napěťové úrovně distribuce v roce i-2. Výpočtové výnosy se stanovují pomocí uplatněných kumulativních cen za rezervovanou kapacitu a skutečných hodnot rezervovaných kapacit oprávněných zákazníků na distribučních úrovních velmi vysokého napětí a vysokého napětí a z tržeb za licencovanou činnost distribuce na distribuční úrovni nízkého napětí vypočtených pomocí skutečných hodnot příslušných technických jednotek z tarifní statistiky a cen za distribuci na distribuční úrovni nízkého napětí stanovených Úřadem pro rok i-2, od kterých se odečítají tržby stanovené z ceny za použití distribuční soustavy na distribuční úrovni nízkého napětí a ze skutečných hodnot odběrů oprávněných zákazníků na distribuční úrovni nízkého napětí. Při stanovení výpočtových výnosů jednotlivých napěťových úrovní distribuční soustavy pro rok i-2 se zohledňují toky elektřiny transformacemi mezi napěťovými úrovněmi.

(8) Jestliže nejsou pro chráněné zákazníky na distribuční úrovni vysokého napětí nebo nízkého napětí v tarifu samostatně definovány kumulativní ceny za rezervovanou kapacitu a kumulativní ceny za použití zařízení distribuční soustavy, zjistí se pro ně výpočtové výnosy za licencovanou činnost distribuce na distribuční úrovni vysokého a nízkého napětí výpočtem tak, že se pomocí skutečných hodnot příslušných technických jednotek z tarifní statistiky a cen dodávky elektřiny pro chráněné zákazníky, stanovené Úřadem pro rok i-2, určí tržby, od kterých se odečítají tržby stanovené jako součet součinů skutečných hodnot odběrů chráněných zákazníků na distribuční úrovni vysokého a nízkého napětí a cen za silovou elektřinu, za činnost zúčtování operátora trhu, za systémové služby, za služby regulace napětí a jalového výkonu, za zprostředkování plateb pro držitele licence na distribuci, za krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla, za podporu decentrální výroby, za krytí ztrát hrazených operátorovi trhu, za obchod s elektřinou pro chráněné zákazníky a za použití distribuční sítě na distribuční úrovni vysokého a nízkého napětí.

(9) Z celkových výpočtových výnosů za distribuci elektřiny stanovených podle odstavců 7 a 8 se vypočtou kontrolní výnosy za všechny úrovně napětí distribuční soustavy tak, že se od celkových výpočtových výnosů odečítají platby za rezervaci kapacity přenosové soustavy a platby za rezervaci kapacity sousedních distribučních soustav na distribuční úrovni velmi vysokého napětí.

(10) Z hodnoty povoleného rámce rozptylu povolených výnosů licencované činnosti distribuce elektřiny definované v § 5 odst. 5 písm. f) a hodnoty povolených výnosů distribuční soustavy v roce i-2 se stanoví horní a dolní mez povolených výnosů.

(11) Pokud je hodnota kontrolních výnosů menší než dolní mez povolených výnosů, převede se rozdíl kontrolních výnosů a dolní meze povolených výnosů na kladný korekční faktor za distribuci elektřiny.

(12) Pokud je hodnota kontrolních výnosů větší než horní mez povolených výnosů, převede se rozdíl kontrolních výnosů a horní meze povolených výnosů na záporný korekční faktor za distribuci elektřiny.

(13) Korekční faktor pro činnost distribuce elektřiny definovaný v odstavcích 11 a 12 se rozdělí v poměru velikosti rozdílu kontrolních výnosů jednotlivých napěťových úrovní distribuční soustavy a povolených výnosů jednotlivých napěťových úrovní distribuční soustavy stanovených pro rok i-2 podle odstavce 7 a přičte se k povoleným výnosům příslušných distribučních napěťových úrovní pro regulovaný rok.

(14) Pro činnost distribuce elektřiny bude v korekčním faktoru zohledněn rozdíl mezi hodnotou změny regulační báze aktiv a mezi skutečnou změnou zůstatkových hodnot majetku za účetně ukončený kalendářní rok.

(15) Pro činnost distribuce elektřiny se tržby za použití sítě nekorigují.

(16) Skutečné vícenáklady každého provozovatele regionální distribuční soustavy, spojené s povinným výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla v roce i-2, jsou stanoveny ze skutečného množství vykoupené elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla, z regulovaných pevných cen pro podporu kombinované výroby elektřiny a tepla, z minimálních výkupních cen podle § 3 odst. 1 a) pro rok i-2 a z průměrných cen silové elektřiny stanovených Úřadem pro rok i-2.

(17) Skutečné výnosy provozovatele regionální distribuční soustavy spojené s podporou výroby elektřiny v obnovitelných zdrojích a ve zdrojích s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla se stanoví z výše ceny na krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a ze zdrojů s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla, hrazené konečnými zákazníky a lokální spotřebou v roce i-2 a ze skutečných hodnot odběrů konečných zákazníků a lokální spotřeby v roce i-2.

(18) Skutečné vícenáklady provozovatele regionální distribuční soustavy definované v odstavci 16, včetně platby pro vyrovnání vícenákladů výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla regionálního distributora stanovené pro rok i-2, se porovnají se skutečnými výnosy tohoto provozovatele definovanými v odstavci 17. Rozdíl se jako kladný nebo záporný korekční faktor přičítá k plánovaným vícenákladům provozovatele regionální distribuční soustavy spojeným s povinným výkupem v regulovaném roce.

(19) Skutečné náklady provozovatele distribuční soustavy spojené s placením příspěvku pro decentrální zdroje vyvedené do napěťových úrovní distribučních sítí se stanoví z ceny těchto příspěvků a ze skutečných hodnot dodávky elektřiny ze zdrojů připojených do napěťových úrovní distribučních sítí v roce i-2.

(20) Skutečné výnosy provozovatele regionální distribuční soustavy spojené s decentrální výrobou se stanoví součinem individuálního příspěvku k ceně distribuce elektřiny dodané konečným zákazníkům na krytí decentrální výroby elektřiny dosažené v roce i-2 a skutečných hodnot odběrů konečných zákazníků v roce i-2.

(21) Skutečné náklady spojené s decentrální výrobou definované v odstavci 19 se porovnají se skutečnými výnosy definovanými v odstavci 20. Rozdíl se jako kladný nebo záporný korekční faktor uplatní podle postupu uvedeného v příloze č. 8.

Příloha č. 10 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení ceny přepravy zemního plynu držitele licence na přepravu plynu

Cena přepravy zemního plynu od držitele licence na přepravu plynu v regulovaném roce je stanovena vztahem

vz. 007

kde

i je pořadové číslo regulovaného roku,

PVUpi je hodnota povolených výnosů pro regulovaný rok po zahrnutí faktoru souvisejícího s otevíráním trhu stanovena vztahem

PVUpi = PVpi + Upi

kde

PVpi je hodnota povolených výnosů pro regulovaný rok a je stanovena vztahem

PVpi = PNpi + Opi + Zpi

kde

PNpi jsou povolené náklady držitele licence pro regulovaný rok vypočítané podle vztahu

(pMI × MIt=l + (1 - pMI) × Nt)
PNpi = PN p0 × (1 - Xp)i × Πl+i-1t=l —————————————
100

kde

PNp0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence na přepravu zahrnující náklady na vnitrostátní přepravu a příslušnou část nákladů tranzitu vyvolaných vnitrostátní přepravou,

Xp je faktor efektivity přepravy,

l je letopočet roku předcházejícího prvnímu regulovanému roku regulačního období,

pMI je koeficient mzdového eskalačního faktoru,

MIt-1 je mzdový eskalační faktor stanovený na základě indexu průměrné měsíční mzdy v průmyslu celkem vykázaného Českým statistickým úřadem v tabulce 3106 01-02-02 za 1. - 4. čtvrtletí roku t-1,

Nt je průmyslový eskalační faktor stanovený na základě podílu klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců vykázaného Českým statistickým úřadem v tabulce indexů cen průmyslových výrobců 7004 za měsíc duben roku t; pokud však hodnota takto zjištěného podílu klouzavých průměrů bude menší než 100, bude pro účely výpočtu použita hodnota 100,

Opi jsou odpisy dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence pro regulovaný rok, vypočítané podle vztahu

l+i-2
Opi = Op0 +ZHOpt
t=l

kde

Op0 je výchozí úroveň odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence na přepravu zahrnující odpisy na vnitrostátní přepravu a příslušnou část odpisů tranzitu vyvolaných vnitrostátní přepravou,

ZHOpt je roční změna hodnoty odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku v roce t; pro první regulovaný rok je ZHOpt = 0,

Zpi je zisk držitele licence pro regulovaný rok, vypočítaný podle vztahu

Zpi = RABpi x MVpi

kde

MVpi je míra výnosnosti přepravy,

RABpi je hodnota regulační báze aktiv pro regulovaný rok vypočítaná podle vzorce

l+i-2
RAB pi = RAB p0 +ZHApt
t=l

kde

RABp0 je výchozí hodnota regulační báze aktiv držitele licence na přepravu zahrnující aktiva vnitrostátní přepravy a příslušnou část aktiv tranzitu používaných pro vnitrostátní přepravu,

ZHApt je změna regulační báze aktiv v roce t; pro první regulovaný rok regulačního období je ZHApt = 0,

Upi je faktor související s otevíráním trhu,

Kpi je korekční faktor pro činnost přepravy pro regulovaný rok,

pi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-1,

pi-2 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-2,

NCPpi je plánovaná nákupní cena energie zemního plynu pro krytí ztrát v přepravní soustavě pro regulovaný rok,

PZTpi je povolené množství ztrát v přepravní soustavě pro vnitrostátní přepravu pro regulovaný rok, určené vztahem

PZTpi = kzpP x RPMPi

kde

kzpP je povolená míra ztrát v přepravní soustavě,

RPMPi je plánované množství energie zemního plynu vstupující do přepravní soustavy v regulovaném roce,

PDKpi je celková plánovaná denní kapacita stanovená pro regulovaný rok na základě smluv uzavřených držitelem licence na přepravu; pokud nejsou smluvní hodnoty celkové plánované denní kapacity předány Úřadu v termínu podle § 10, stanoví je Úřad analyticky.

Návrh ceny přepravy plynu předkládaný Úřadu je v případě použití objemových jednotek v Kč/m3/den/rok zaokrouhlován na čtyři desetinná místa, v případě použití energetických jednotek v Kč/MWh/den/rok je zaokrouhlován na dvě desetinná místa a hodnoty veličin použité při jejím výpočtu jsou zaokrouhlovány na pět desetinných míst.

Příloha č. 11 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení ceny dodávky plynu od obchodníka se zemním plynem příslušnému držiteli licence, který dodává plyn chráněnému zákazníkovi připojenému k regionální distribuční soustavě

A) Kapacitní složka

Kapacitní složka ceny dodávky plynu příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám v regulovaném roce, je dána vztahem

ckai = cpi + ssi

kde

i je pořadové číslo regulovaného roku,

cpi je cena přepravy zemního plynu od držitele licence na přepravu plynu v regulovaném roce,

ssi je cena za uskladňování zemního plynu v zásobnících zemního plynu v rozsahu dodávek chráněným zákazníkům pro příslušné držitele licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, v regulovaném roce.

Cena za uskladňování zemního plynu v zásobnících zemního plynu v rozsahu dodávek zemního plynu chráněným zákazníkům pro regulovaný rok ssi se vypočte podle následujícího vzorce

PNsi
ssi = ———
PDKsi

kde

PNsi jsou plánované náklady na skladování zemního plynu v zásobnících zemního plynu v rozsahu dodávek chráněným zákazníkům držitele licence na obchod pro příslušné držitele licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, v regulovaném roce,

PDKsi je celková plánovaná denní kapacita v rozsahu dodávek chráněným zákazníkům stanovená pro regulovaný rok na základě smluv uzavřených držitelem licence na obchod pro příslušné držitele licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám; pokud nejsou smluvní hodnoty celkové plánované denní kapacity předány Úřadu v termínu podle § 10, stanoví je Úřad analyticky.

B) Komoditní složka

Komoditní složka ceny dodávky plynu příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám v regulovaném roce, je rovna ceně energie zemního plynu skij v příslušném čtvrtletí regulovaného roku a je dána vztahem

PNzo0 + Ozo0
skij = nsij + ——————— + ze
RMDPoi

kde

i je pořadové číslo regulovaného roku,

j je pořadové číslo čtvrtletí v příslušném regulovaném roce,

nsij jsou měrné náklady na nákup energie zemního plynu stanovené podle následujícího vzorce

PNCPnpijp + PNCZnzijp + Kkij
nsij = ——————————————
RMDPijp + RMDPijpz

kde

PNCPnpijp jsou plánované náklady na nákup energie zemního plynu kontrahovaného držitelem licence na obchod příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, v příslušném čtvrtletí regulovaného roku, bez nákladů na nákup zemního plynu uskladňovaného v podzemních zásobnících,

PNCZnzijp jsou plánované náklady na nákup energie zemního plynu kontrahovaného držitelem licence na obchod příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, ze zásobníků zemního plynu v příslušném čtvrtletí regulovaného roku bez nákladů na skladování v těchto podzemních zásobnících,

Kkij je korekční faktor pro činnost dodávky zemního plynu pro příslušné čtvrtletí regulovaného roku vypočtený podle přílohy č. 15,

RMDPijp je plánované množství energie zemního plynu kontrahovaného držitelem licence na obchod příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, v příslušném čtvrtletí regulovaného roku bez plánovaného množství energie zemního plynu prodaného z podzemních zásobníků,

RMDPijpz je plánované množství energie zemního plynu kontrahovaného držitelem licence na obchod příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, z podzemních zásobníků plynu v příslušném čtvrtletí regulovaného roku,

PNzo0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence,

Ozo0 je výchozí úroveň odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence,

RMDPoi je plánované množství energie zemního plynu prodané držitelem licence na obchod příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, v regulovaném roce,

ze je zisk v Kč/MWh stanovený rozhodnutím Úřadu.

Návrh kapacitní složky ceny dodávky plynu od obchodníka s plynem dodávajícího plyn příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, předkládaný Úřadu je v případě použití objemových jednotek v Kč/m3/den/rok zaokrouhlován na čtyři desetinná místa, v případě použití energetických jednotek v Kč/MWh/den/rok je zaokrouhlován na dvě desetinná místa a hodnoty veličin použité při jejím výpočtu jsou zaokrouhlovány na pět desetinných míst.

Návrh komoditní složky ceny dodávky plynu od obchodníka s plynem dodávajícího plyn příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, předkládaný Úřadu je v případě použití objemových jednotek v Kč/m3 zaokrouhlován na čtyři desetinná místa, v případě použití energetických jednotek v Kč/MWh je zaokrouhlován na dvě desetinná místa a hodnoty veličin použité při jejím výpočtu jsou zaokrouhlovány na pět desetinných míst.

Příloha č. 12 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení průměrné ceny distribuce plynu provozovatelem regionální distribuční soustavy

Průměrná cena za distribuci plynu v regulovaném roce se stanoví podle vztahu

vz.008

kde

i je pořadové číslo regulovaného roku,

PVUdpi je hodnota povolených výnosů pro regulovaný rok po zahrnutí faktoru souvisejícího s otevíráním trhu stanovena vztahem

PVUdpi =PVdpi + Udpi

kde

PVdpi je hodnota povolených výnosů pro regulovaný rok stanovena vztahem

PVdpi = PNdpi + Odpi + Zdpi

kde

PNdpi jsou povolené náklady držitele licence pro regulovaný rok vypočítané podle vztahu

(pMI × MIt=l + (1 - pMI) × Nt)
PNdpi = PN dp0 × (1 - Xd)i × (1 + p × (rdpi - 1)) × Πl+i-1t=l —————————————
100

kde

PNdp0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence,

Xd je faktor efektivity distribuce,

p je koeficient faktoru odběrných míst,

rdpi je faktor odběrných míst pro regulovaný rok a vypočítá se podle vztahu

PZdpi
rdpi = ———
PZdp0

kde

PZdpi je plánovaný počet odběrných míst držitele licence na distribuci, jimž poskytuje distribuční služby pro regulovaný rok,

PZdp0 je plánovaný počet odběrných míst držitele licence na distribuci v roce l,

l je letopočet roku předcházejícího prvnímu roku regulačního období,

pMI je koeficient mzdového eskalačního faktoru,

MIt-1 je mzdový eskalační faktor stanovený na základě indexu průměrné měsíční mzdy v průmyslu celkem vykázaného Českým statistickým úřadem v tabulce 3106 01-02-02 za 1. - 4. čtvrtletí roku t-1,

Nt je průmyslový eskalační faktor stanovený na základě podílu klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců vykázaného Českým statistickým úřadem v tabulce indexů cen průmyslových výrobců 7004 za měsíc duben roku t; pokud však hodnota takto zjištěného podílu klouzavých průměrů bude menší než 100, bude pro účely výpočtu použita hodnota 100,

Odpi jsou odpisy dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence pro regulovaný rok vypočítané podle vztahu

Nt
Odpi = Odp0 × (1 + p × (rdpi - 1))× Πl+i-1t=l ——
100

kde

Odp0 je výchozí úroveň odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence,

Zdpi je zisk držitele licence pro regulovaný rok vypočítaný podle vztahu

Zdpi = RABdpi x MVdpi

kde

MVdpi je míra výnosnosti distribuce plynu,

RABdpi je hodnota regulační báze aktiv v regulovaném roce vypočítaná podle vzorce

l+i
RAB dpi = RAB dp0 +ZHAdpt
t=l

RABdp0 je výchozí hodnota regulační báze aktiv,

ZHAdpt je změna regulační báze aktiv v roce t,

Udpi je faktor související s otevíráním trhu,

Kdpi je korekční faktor pro činnost distribuce plynu pro regulovaný rok vypočtený podle přílohy č. 15,

pi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-1,

pi-2 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben roku i-2,

NCPdpi je plánovaná průměrná nákupní cena přepravy, uskladňování a energie zemního plynu pro krytí ztrát v distribuční síti k 1. lednu regulovaného roku,

PZTdpi je povolené množství ztrát v distribuční síti pro regulovaný rok, určené vztahem

kzpDSi
PZTdpi = —————— × RMDPdpi
100 - kzpDSi

kde

kzpDSi je povolená míra ztrát v distribuční plynárenské soustavě pro regulovaný rok,

RMDPdpi je plánované množství energie zemního plynu distribuované příslušným držitelem licence v regulovaném roce.

Na základě stanovené průměrné ceny distribuce předloží jednotliví provozovatelé regionálních distribučních soustav návrhy cen distribuce v podobě dvou cenových průkazů, jeden pro jednotlivá odběrová pásma zákazníků, jejichž zařízení je připojeno k regionální distribuční soustavě, jeden pro jednotlivá odběrná místa chráněných zákazníků, jejichž zařízení je připojeno k regionální distribuční soustavě.

Návrh ceny distribuce plynu předkládaný Úřadu je v případě použití objemových jednotek v Kč/m3 zaokrouhlován na čtyři desetinná místa, v případě použití energetických jednotek v Kč/MWh je zaokrouhlován na dvě desetinná místa a hodnoty veličin použité při jejím výpočtu jsou zaokrouhlovány na pět desetinných míst.

Příloha č. 13 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení průměrné ceny dodávky plynu chráněným zákazníkům, jejíchž zařízení je připojeno k regionální distribuční soustavě

Průměrná cena dodávky plynu chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k regionální distribuční soustavě, je v příslušném čtvrtletí regulovaného roku dána vztahem

PNdo0 + Odo0
sdzpij = skai + skij + ———————— + zd + cdpi
RMDPdi

kde

i je pořadové číslo regulovaného roku,

j je pořadové číslo čtvrtletí v regulovaném roce,

skai je kapacitní část průměrné ceny dodávky plynu v rozsahu dodávek chráněným zákazníkům příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám v regulovaném roce vypočtená dle vztahu


ckai × PDKdi
skai = ——————
RMDPci

kde

ckai je kapacitní složka ceny dodávky plynu příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám v regulovaném roce,

PDKdi je celková plánovaná denní kapacita v rozsahu dodávek chráněným zákazníkům stanovená pro regulovaný rok na základě smluv uzavřených příslušným držitelem licence, který dodává plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionální distribuční soustavě; pokud nejsou smluvní hodnoty celkové plánované denní kapacity předány Úřadu v termínu podle § 10, stanoví je Úřad analyticky,

RMDPci je plánované množství energie zemního plynu v rozsahu dodávek chráněným zákazníkům prodané příslušným držitelem licence, který dodává plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionální distribuční soustavě,

skij je komoditní složka ceny dodávky plynu příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám,

PNdo0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence,

Odo0 je výchozí úroveň odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence,

RMDPdi je plánované množství energie zemního plynu prodané příslušným držitelem licence, který dodává plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionální distribuční soustavě,

zd je zisk v Kč/MWh stanovený rozhodnutím Úřadu,

cdpi je průměrná cena za distribuci v rozsahu dodávek chráněným zákazníkům stanovená na základě schválených cen distribuce podle cenového průkazu příslušného provozovatele regionální distribuční soustavy.

Návrh ceny dodávky plynu chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k regionální distribuční soustavě, předkládaný Úřadu je v případě použití objemových jednotek v Kč/m zaokrouhlován na čtyři desetinná místa, v případě použití energetických jednotek v Kč/MWh je zaokrouhlován na dvě desetinná místa a hodnoty veličin použité při jejím výpočtu jsou zaokrouhlovány na pět desetinných míst.

Příloha č. 14 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení ceny dodávky plynu chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě

Cena chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě, je dána vztahem

PNdchzi + Odchzi + Zdchzi
cdchzi = skai + skij + —————————————
RMDPdchzi

kde

i je pořadové číslo regulovaného roku,

skai je kapacitní složka ceny dodávky plynu chráněnému zákazníkovi, který je připojen na přepravní soustavu v regulovaném roce vypočtená podle vztahu

ckai × PDKzi
skai = ————————
PMDPdchzi

kde

ckai je kapacitní složka ceny dodávky plynu příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, v regulovaném roce,

PDKzi je plánovaná denní kapacita v rozsahu dodávek příslušnému chráněnému zákazníkovi,

skij je komoditní složka ceny dodávky plynu příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám,

PNdchzi je úroveň ekonomicky oprávněných nákladů držitele licence na přepravu plynu, kromě nákladů zahrnutých v skai a skij, nezbytná k zajištění přepravy plynu chráněnému zákazníkovi, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě, stanovená v souladu se zvláštním právním předpisem14),

Odchzi jsou odpisy hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence na přepravu plynu, kromě odpisů zahrnutých v skai a skij, sloužící k zajištění přepravy plynu chráněnému zákazníkovi, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě,

Zdchzi je přiměřený zisk stanovený v souladu se zvláštním právním předpisem14),

PMDPdchzi je plánované množství energie zemního plynu dodané v regulovaném roce chráněnému zákazníkovi, který je připojen na přepravní soustavu.

Příloha č. 15 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Ověření výsledků regulace a stanovení korekčních faktorů v plynárenství (1) Pro regulovanou činnost podle § 8 odst. 1 písm. b) bodu 1 se stanovují kontrolní výnosy dosažené v roce i-2. Kontrolní výnosy jsou rovny tržbám z licencované činnosti v roce i-2 po odečtení nákladů na nákup zemního plynu v roce i-2 a po přičtení skutečných nákladů na ztráty v roce i-2 a skutečných nákladů na vlastní spotřebu v roce i-2.

(2) Pro regulovanou činnost podle § 8 odst. 1 písm. b) bodu 1 se stanovují náklady na povolené množství ztrát v roce i-2. , které jsou rovny součinu povolené míry ztrát v roce i-2 a skutečného množství plynu na vstupu do přepravní nebo distribuční soustavy v roce i-2 a průměrné nákupní ceny v roce i-2.

(3) Pro první dva roky regulačního období se korekční faktor vypočte následujícím postupem:

a) z hodnoty povoleného rámce rozptylu regulované činnosti podle § 8 odst. 1 písm. b) bodu 1 a hodnoty povolených výnosů regulované činnosti podle § 8 odst. 1 písm. b) bodu 1 v roce i-2 se stanoví horní a dolní mez povolených výnosů;

b) pokud je hodnota kontrolních výnosů menší než dolní mez povolených výnosů navýšená o náklady na povolené množství ztrát v roce i-2, převede se rozdíl kontrolních výnosů a dolní meze povolených výnosů navýšené o náklady na povolené množství ztrát v roce i-2 na kladný korekční faktor pro činnost distribuce zemního plynu;

c) pokud je hodnota kontrolních výnosů větší než horní mez povolených výnosů navýšena o náklady na povolené množství ztrát v roce i-2, převede se rozdíl kontrolních výnosů a horní meze povolených výnosů navýšené o náklady na povolené množství ztrát v roce i-2 na záporný korekční faktor pro činnost distribuce zemního plynu.

(4) Pro regulovanou činnost podle § 8 odst. 2 písm. a) je korekční faktor uplatněn, jestliže rozdíl mezi plánovanými náklady na nákup zemního plynu, jež byly podkladem pro stanovení ceny obsažené v cenovém rozhodnutí platném pro dané čtvrtletí a skutečně vyvolanými náklady na nákup zemního plynu vykázanými v obdobích od poslední změny ceny, dosáhne hodnoty stanovené Úřadem. Korekční faktor je pak roven rozdílu mezi skutečnými a plánovanými náklady na nákup zemního plynu za období od poslední změny ceny plynu a je promítnut do ceny dodávky příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám.

(5) Pro činnost distribuce plynu bude v korekčním faktoru zohledněn rozdíl mezi hodnotou změny regulační báze aktiv a mezi skutečnou změnou zůstatkových hodnot majetku za účetně ukončený kalendářní rok.

Příloha č. 16 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup stanovení ceny za tepelnou energii v případech, kdy není instalováno měřidlo spotřeby tepelné energie

V případech, kdy provozovatel tepelného zdroje umístěného v obytném domě neinstaloval v odůvodněných případech měřidlo spotřeby tepelné energie, zjistí se v případě spalování tuhých paliv spotřeba za účtované období podle vztahu:

m · v · η
Qv = ————
100

kde

Qv je množství vyrobené tepelné energie v [GJ],

η je směrná účinnost kotle (účinnost výroby tepla v kotli) v [%] v závislosti na výkonu.

v je výhřevnost paliva v [GJ/t],

U kotlů na zemní plyn se skutečná spotřeba tepelné energie na výstupu z kotle zjišťuje z energie plynu fakturovaného dodavatelem v MWh podle vztahu:

q · k · η
Qv = ————
27,778

kde

Qv je množství vyrobené tepelné energie v kotli [GJ],

q je spotřeba plynu v [MWh] (1 GJ = 0,27778 MWh),

k je koeficient vyjadřující poměr mezi výhřevností [GJ/m3] a spalným teplem zemního plynu (podle údajů dodavatele zemního plynu),

η je směrná účinnost kotle v [%] v závislosti na výkonu kotle.

Směrnou účinnost kotle v % udává u nových zařízení projektant, respektive je uvedena v technické dokumentaci kotle, v ostatních případech se dosadí z následující tabulky:

Kategorie zdrojeVýkon kotle na zdrojiÚčinnost při použití paliva (%)
koksčerné uhlíbriketyhnědé uhlí tříděnéhnědé uhlí netříděnétopný olej LTOtopný olej TTOplyn ZPelektr. akumulačníelektr. přímotopné
Ado 0,5 MW696867666280-859698
B0,5-3 MW7069686383-869799
C3,1-6 MW-75-726584-87--
D6,1-20 MW-77--70858290--
E20,1-50 MW-80--77878592--
Fnad 50 MW-82--82898693--

Příloha č. 17 k vyhlášce č. 438/2001 Sb.

Postup pro dělení sdružených nákladů výroby elektřiny a tepla

1. Postup se použije pro energetické výrobny, v nichž se vyrábí současně tepelná energie a elektřina, tj. pro kotelny vybavené kogeneračními jednotkami s pístovým motorem, pro teplárny s parními i plynovými turbínami a pro tepelné elektrárny s dodávkou tepla provozované výrobci, kteří mají licenci na výrobu tepelné energie - skupina 31 (dále jen držitel licence) a vyrábějí elektřinu a tepelnou energii pro prodej, popř. též pro účelovou spotřebu, tj. spotřebu objektů, které slouží jiné činnosti držitele licence, např. průmyslových, administrativních a obchodních budov, sportovní haly či bazénu.

2. Postup se nevztahuje na energetické výrobny, které dodávají jen tepelnou energii a veškerá v nich vyráběná elektřina slouží jen ke krytí vlastní spotřeby zdroje tepelné energie a není dodávána do veřejné sítě ani přímo cizím subjektům, ani pro účelovou spotřebu držitele licence. V těchto zdrojích vlastní výroba elektřiny snižuje nebo eliminuje náklady na odběr ze sítě pro výrobu tepelné energie, která je jediným finálním produktem.

3. Celkové výrobní náklady se dělí na elektřinu a tepelnou energii, popř. tlakový vzduch po jednotlivých položkách, formou tabulky podle vzoru:

Položkanáklad.na elektřinuna teplona tlak. vzduch
Specifikacepol.Nikoef.nákl.Neikoef.nákl.Ntikoef.nákl.Nvzi
tis. Kčβeitis. Kčβtitis. Kčβvzitis. Kč
Palivo
Energie (vlastní spotř. elektřiny)
Voda technol.
Ekologie
Popeloviny
Ostat, proměn.
Mzdy + soc. poj.
Údržba, opravy
Odpisy
Výrobní režie
Správní režie
Ostatní stálé
ÚVN∑ Ni∑ Nei∑ Nti∑ Nvzi
Jednotkové nákladyna výrobuKč/kWhJNE
na dodávkuKč/GJJNTJNVZ

4. Podíl připadající na elektřinu Nei a na tepelnou energii Nti, popř. na tlakový vzduch Nvzi se stanoví v každé položce podle vztahů:

na elektřinuNei = Ni · βei
na tepelnou energii Nti = Ni · βti
na tlakový vzduch Nvzi = Ni · βvzi
přitom vždy βei +βti +βvzi = 1

kde

Ni nákladová položka před dělením [tis.Kč]
βeirozdělovači koeficient pro dělení položky na elektřinu [-]
βtirozdělovači koeficient pro dělení položky na tepelnou energii[-]
βvzi rozdělovači koeficient pro dělení položky na tlakový vzduch[-]

5. Výroba tlakového vzduchu se týká jen dmychadel nebo kompresorů poháněných parní turbínou, obvykle v hutních teplárnách. V ostatních případech se náklady dělí jen mezi elektřinu a tepelnou energii, pro rozdělovači koeficienty platí vztah:

βei + βti = 1

6. Koeficienty βei, βti, βvzi mají hodnotu menší nebo rovnou 1. Určí se podle vztahů uvedených v částech A až D.

7. Jednotkové výrobní náklady (Kč/kWh, Kč/GJ) se stanoví v závislosti na skladbě výrobního zařízení a provozního režimu podle vztahů uvedených v částech A až D.

Část A

Postup při dělení nákladů ve zdrojích tepla s kogeneračními jednotkami

Postup platí pro soubor tvořený kogeneračními jednotkami s pístovým motorem (dále jen KJ) a teplovodními nebo výtopenskými parními či horkovodními kotli. Provozní režim zahrnuje špičkový provoz (obvykle s akumulací tepla) nebo celodenní provoz KJ, a to samostatně, střídavě nebo současně s kotli, popř. též výrobu elektřiny s omezeným využitím nebo bez využití tepla.

1. Podrobný výpočet

1.1 Použije se tam, kde lze rozlišit podíl KJ a kotlů na spotřebě paliva, popř. též na údržbě a servisu a na odpisech nebo na úroku z úvěru. Rozdělovači koeficienty se stanoví podle vztahů:

na elektřinu

3,6 · Ekj
βkje= ———————
Qkjd + 3,6 · Ekj

na tepelnou energii

Qkjd
βkjt= ———————
Qkjd + 3,6 · Ekj

na elektřinu

3,6 · Ekj
βre= ———————
Qvyt + 3,6 · Ekj

na tepelnou energii

Qvyt
βrt = ———————
Qvyt + 3,6 · Ekj

na elektřinu

βoe = 0,95 · βre + 0,05 · βre

na tepelnou energii

βot = 0,95 · βrt

kde

Ekjsvorková výroba elektřiny v KJ[MWh]
Qkjd užitečná dodávka tepelné energie z KJ[GJ]
Qvyt užitečná dodávka tepelné energie na prahu zdroje (kotelny)[GJ]

1.2 Koeficienty βei, βti se použijí k dělení položky palivo. Dále se použijí k dělení položek údržba a opravy, odpisy, pokud v nich lze spolehlivě oddělit náklady na KJ a na kotle.

1.3 Koeficienty βoe, βot se použijí k alternativnímu dělení položek údržba a opravy, odpisy, pokud nelze spolehlivě oddělit náklady na KJ a na kotle.

1.4 Koeficienty βre, βrt se použijí k dělení ostatních položek, kde nelze spolehlivě oddělit náklady na KJ a na kotle.

1.5 V položce energie se rozdělí spotřeba elektřiny z výroby v KJ s použitím koeficientů βre, βrt a elektřina odebraná ze sítě se započítá jen na teplo s koeficientem 1. Elektřina z vlastní výroby se oceňuje výkupní cenou (jako dodávka do sítě), odběr ze sítě nákupní cenou, vždy bez DPH.

1.6 Vzor podrobného dělení položek

PoložkaSpecifikaceRozdělovači koef.
na elekt.na teplo
palivospálené v KJβkjeβkjt
spálené v kotlích1
energieelektřina z vlastní výrobyβreβrt
elektřina ze sítě1
opravy údržbapodíl údržby a oprav KJβkjeβkjt
podíl údržby a oprav kotlů1
servisservis KJβkjeβkjt
odpisyodpisy KJβkjeβkjt
odpisy kotlů1
ostatní položkyKJ+ kotleβreβrt

alternativní dělení

opravy, údržbaKJ+ kotleβoeβot
odpisyKJ+ kotleβoeβot

2. Zjednodušený výpočet pro jednotky středního výkonu - varianta a

Použije se pro výrobny se součtovým elektrickým výkonem do 300 kW včetně, při elektrickém výkonu jedné KJ do 142 kW v případě, že na straně tepelné energie je měřena jen celková dodávka z kotelny a není znám podíl KJ a kotlů.

2.1 Pro dělení dílčí položky palivo spálené v KJ se použijí koeficienty βkje,βkjt v závislosti na jednotkovém elektrickém výkonu

Jednotkový elektrickýRozdělovači koef.
výkon KJna el. βkjena teplo βkjt
menší než 45 kW0,350,65
45 až 142 kW0,40,6

2.2 Pro dělení položek odpisy, údržba a opravy se použije alternativní způsob s koeficienty βoe, βot, ostatní položky mimo palivo a energii se dělí pomocí koeficientů βre,βrt.

3. Zjednodušený výpočet pro jednotky středního výkonu - varianta b

Použije se pro výrobny se součtovým elektrickým výkonem do 300 kW včetně, při elektrickém výkonu jedné KJ do 142 kW v případě, že je měřena jen celková výroba elektřiny, dodávka tepla z kotelny a součtová spotřeba paliva pro KJ a kotle.

3.1 Pro položky odpisy, údržba a opravy se použije alternativní způsob dělení s koeficienty βoe, βot, ostatní položky včetně paliva se dělí pomocí koeficientů βre,βrt .

4. Zjednodušený výpočet pro jednotky malého výkonu

Lze ho použít pro výrobny se součtovým elektrickým výkonem KJ do 100 kW včetně, při elektrickém výkonu jedné KJ 22 až 63 kW. Všechny položky včetně paliva se dělí pomocí koeficientů βze, βzt stanovených podle vztahů:

na elektřinu

e
βze = ———
e + ket

na tepelnou energii

ket
βzt = ———
e + ket

teplárenský modul

3,6 · Ekj
e = —————
Qvyt

kde

ket koeficient vyjadřující poměr jednotkových nákladů na tepelnou energii JNT a na elektřinu JNE vztažených na stejnou jednotku (Kč/kWh); nestanoví-li Úřad jinak, dosadí se ket = 0,97

5. Výpočet jednotkových nákladů

Jednotkové náklady na výrobu elektřiny JNE a na dodávku tepelné energie JNT se stanoví podle vztahů:

na elektřinu

∑Nei
JNE = ———[Kč/kWh]
Ekj

na tepelnou energii

∑Nei · 100
JNT = ——————[Kč/GJ]
Qvyt

kde

∑Nei součet nákladových položek na elektřinu[tis.Kč]
∑Nti součet nákladových položek na tepelnou energii[tis.Kč]

Část B

Postup při dělení nákladů sdružené výroby v teplárnách a elektrárnách s parními turbínami

Postup platí pro soubor tvořený teplárenskými parními kotli a parními protitlakými či kondenzačními odběrovými, popř. též čistě kondenzačními turbínami. Může být doplněn výtopenskými parními nebo horkovodními kotli, v hutních teplárnách parními turbínami pro pohon turbodmychadel či turbokompresorů (dále jen TD).

Provozní režim zahrnuje provoz teplárenské části celoročně samostatně nebo po část roku souběžně s výtopnou, střídavý provoz teplárenské a výtopenské části nebo provoz teplárny střídavě s turbinou a bez turbíny, s dodávkou tepla přes redukční stanice.

1. Výpočet základních rozdělovačích koeficientů

1.1 Základní rozdělovači koeficienty slouží jen jako pomocné veličiny pro výpočet rozdělovačích koeficientů určených k dělení nákladů tepláren a elektráren. Stanoví se podle vztahů:

na elektřinu

Qel
βe = —————
Qel + Qtep

na tepelnou energii

Qtep
βt = —————
Qel + Qtep

kde

Qel teplo spotřebované v parní turbíně k výrobě elektřiny[GJ]
Qtep užitečné dodávkové teplo na prahu teplárny [GJ]

1.2 Spotřeba tepla v páře k výrobě elektřiny Qei v parních turbínách teplárny se stanoví podle vztahu:

Qel = ∑Mad · iad - ∑Mo · io - ∑Mpt· ipt - ∑Mk · ik - ∑Mu · iu [GJ]

kde

Mad průtok admisní páry (na vstupu do turbín)[t]
Mkprůtok turbínového kondenzátu[t]
Moprůtok páry do odběrů turbín[t]
Mptprůtok páry do protitlaku turbin[t]
Mumnožství ucpávkové páry (je-li využíváno její teplo)[t]
iadentalpie páry na vstupu do turbíny (admisní, ostré páry)[GJ/t]
ikentalpie turbínového kondenzátu[GJ/t]
ioentalpie páry do jednotlivých odběrů[GJ/t]
iptentalpie páry do protitlaku turbín[GJ/t]
iuentalpie ucpávkové páry[GJ/t]

Pokud není teplo ucpávkové páry využíváno, neodečítá se.

1.3 Užitečné dodávkové teplo na prahu teplárny se stanoví podle vztahu:

Qtep = ∑Mhv · (iyy - ivs) + ∑(Mp · ip - Mvk · ivk )

kde

Mhvprůtok horké vody na prahu kotelny[t]
Mvk průtok vratného kondenzátu na prahu kotelny[t]
Mpprůtok páry určitých parametrů na prahu kotelny[t]
ipentalpie páry určitých parametrů v místě měření průtoku[GJ/t]
ivkentalpie vratného kondenzátu v místě měření průtoku[GJ/t]
ivsentalpie vratné horké vody v místě měření průtoku[GJ/t]
ivyentalpie výstupní horké vody v místě měření průtoku[GJ/t]

Stejným způsobem se stanoví užitečné teplo na prahu výtopny Qvyt.

2. Výpočet rozdělovačích koeficientů pro teplárny vybavené jen teplárenskými kotli s celoročním provozem turbín

2.1 Rozdělovači koeficienty se stanoví podle vztahů:

na elektřinu

iad
βae = βe · ——> βe
ired

na tepelnou energii

ired - βe · iad ired - iad + βt · iad
βat = ———————= ————————< βt
iredired

kde

iredentalpie páry redukovaná pro dodávku tepla[GJ/t]

2.2 Je-li do turbín dodávána pára o různých parametrech, stanoví se její průměrná entalpie pro výpočet rozdělovačích koeficientů βae, βat podle vztahu:

∑MntTG · intTG + ∑MvtTG · ivtTG
iad = ———————————————[GJ/t]
∑MntTG + ∑MvtTG

2.3 Redukovaná entalpie páry pro dodávku tepla ired se stanoví podle vztahu:

∑M o · io + ∑M pt · ipt + ∑M rs · irs
ired= ———————————————[GJ/t]
∑M o + ∑M pt + ∑M rs

kde

M rsprůtok páry přes hlavní redukční stanici (z ostré páry)[t]
MntTG průtok páry do TG na nižší tlakové úrovni[t]
MvtTGprůtok páry do TG na vyšší tlakové úrovni[t]
irsentalpie páry za hlavní redukční stanicí[GJ/t]
intTGentalpie páry na vstupu do TG na nižší tlakové úrovni[GJ/t]
ivtTGentalpie páry na vstupu do TG na vyšší tlakové úrovni[GJ/t]

3. Dělení nákladových položek v teplárnách

3.1 Pokud lze u položek energie, voda, opravy a údržba spolehlivě určit společné náklady a specifické náklady strojovny a kotelny, provede se to podle vzoru:

PoložkaSpecifikacena elektř.na teplo
energie, voda,opravy a údržbaspolečné nákladyβaeβat
specifické náklady strojovny1
specifické náklady kotelny1
palivo a ostatníteplárnaβaeβat

Do specifických nákladů strojovny se zahrnují např. náklady soustrojí TG včetně kondenzátorů, čerpadla turbínového kondenzátu, chladicí čerpadla, vývěvy, chladicí věže a potrubí, k nákladům kotelny čerpadla kondenzátu a topné vody, ohříváky a redukční stanice. Náklady na kotle, jejich příslušenství a pomocná zařízení patří do společných nákladů.

3.2 Nelze-li spolehlivě stanovit společné a specifické náklady uvedených položek, použijí se rozdělovači koeficienty βae, βat pro všechny položky včetně paliva.

3.3 Nestačí-li vlastní výroba elektřiny pro krytí vlastní spotřeby teplárny a část se dokupuje ze sítě, použijí se rozdělovači koeficienty βae, βat pro všechny položky včetně elektřiny z vlastní výroby. Pouze náklady na elektřinu odebranou ze sítě se přičtou k teplu s koeficientem 1. Přitom se elektřina z vlastní výroby oceňuje výkupní cenou (jako dodávka do sítě), odběr ze sítě nákupní cenou, obojí bez DPH.

4. Výpočet rozdělovačích koeficientů při kombinaci teplárenské a výtopenské výroby

Postup platí pro teplárnu doplněnou výtopenskými kotli, které jsou provozovány v souběžném nebo střídavém režimu a pro teplárnu provozovanou po část roku výtopenským způsobem, např. při letním provozu s odstavenou turbinou.

Rozdělovači koeficienty pro položky, u nichž nelze spolehlivě oddělit podíl teplárenského a výtopenského souboru nebo podíl teplárenského a výtopenského provozního režimu se stanoví podle vztahů:

na elektřinu

Mkpal · βae
βre = ——————
Mkpal + Mvpal

na tepelnou energii

Mkpal · βat
βrt = ——————
Mkpal + Mvpal

kde

Mkpalspotřeba paliva v teplárenských kotlích[GJ]
Mvpalspotřeba paliva ve výtopenských kotlích[GJ]

5. Dělení nákladových položek v teplárnách doplněných výtopenskými kotli

5.1 Pokud lze u položek palivo, spotřeba elektřiny z vlastní výroby, ekologie, popělo viny, opravy a údržba, odpisy spolehlivě stanovit podíl teplárenského a výtopenského souboru, použijí se pro dělení teplárenského podílu rozdělovači koeficienty βae, βat . Výtopenský podíl se přičte k tepelné energii s koeficientem 1. Ostatní položky se dělí pomocí koeficientů βre, βrt podle vzoru:

PoložkaSpecifikacena elektř.na teplo
palivoteplárenskéβaeβat
výtopenské1
energie (vlastní spotřeba elektřiny)z vlastní výrobyβaeβat
odběr ze sítě1
ekologie, popeloviny, opravy a údržba, odpisyteplárenskéβaeβat
výtopenské1
ostatní položkytepláren. + výtopen.βreβrt

5.2 Nelze-li spolehlivě stanovit podíl teplárenského a výtopenského souboru nebo provozního režimu, použijí se koeficienty βae, βat jen pro dělení položek palivo a energie, ostatní položky se rozdělí pomocí koeficientů βre, βrt .

6. Výpočet rozdělovačích koeficientů u elektráren s dodávkou tepla

Postup platí pro elektrárny s dodávkou tepla mimo areál zdroje (obvykle TG od 50 MW výše) a pro energetické tepelné výrobny, v nichž převažuje výroba elektřiny (βe > 0,5).

Rozdělovači koeficienty βae, βat se stanoví podle vztahů:

na tepelnou energii

ired
βat = βt · ——< βt
iad

na elektřinu

iad - βt · ired iad - ired + βe · ired
βae = ———————= ————————> βe
iadiad

Pro stanovení entalpie iad , ired platí stejná pravidla jako u tepláren (viz odst. 2.2 a 2.3).

7. Dělení nákladových položek v elektrárnách s dodávkou tepla

7.1 K dělení nákladových položek se použijí rozdělovači koeficienty βae, βat, stejně jako u tepláren v odst. 3.1 nebo 3.2.

7.2 Pokud je elektrárna doplněna např. horkovodním kotlem, který zajišťuje krytí zimních špiček v odběru tepla, pak se k dělení nákladových položek, u nichž nelze spolehlivě oddělit elektrárenský a výtopenský provoz, použijí rozdělovači koeficienty βre, βrt stanovené podle vztahů v odst. 4, podle vzoru v odst. 5.1.

8. Výpočet rozdělovačích koeficientů u tepláren s výrobou elektřiny, tepelné energie a tlakového vzduchu

8.1 Rozdělovači koeficienty se stanoví podle vztahů:

na elektřinu

Qel
βe = ————————
Qel + Qtep + Qvz

na tepelnou energii

Qtep
βt = ————————
Qel + Qtep + Qvz

na tlakový vzduch

Qvz
βvz = ————————
Qel + Qtep + Qvz

na elektřinu

βvz · βt
βae = βe · iad ————————> βe
βvz · ivz + βt · ired

na tepelnou energii

βt · ired
βat = (1 - βae) · ————————< βt
βvz · ivz + βt · ired

na tlakový vzduch

βvz · ivz
βavz = (1 - βae) · ————————< βvz
βvz · ivz + βt · ired

kde

Qelteplo spotřebované v parní turbině k výrobě elektřiny[GJ]
Qtepužitečné dodávkové teplo na prahu teplárny[GJ]
Qvzteplo spotřebované k výrobě tlakového vzduchu v TD[GJ]
iadentalpie páry na vstupu do turbín (admisní)[GJ/t]
iredentalpie páry redukovaná na dodávku tepla (průměr)[GJ/t]
ivzentalpie páry na vstupu do TD tlakového vzduchu[GJ/t]

8.2 Je-li do turbín dodávána pára o různých parametrech, stanoví se vážený průměr její entalpie iad podle vztahu uvedeného v odst. 2.2.

8.3 Redukovaná entalpie páry pro dodávku tepla ired se stanoví podle vztahu uvedeného v odst. 2.3.

9. Dělení nákladových položek v teplárnách s výrobou elektřiny, tepelné energie a tlakového vzduchu

9.1 Pokud lze u položek energie, voda, opravy a údržba spolehlivě určit společné náklady a specifické náklady strojovny a kotelny, provede se to podle vzoru:

PoložkaSpecifikacena elektř.na teplona tlak. vzd.
βeiβtβvzi
palivoteplárnaβaeβatβavz
energiespolečné nákladyβaeβatβavz
vodaspecif. náklady kotelny1
opravy, údržbaspecif. náklady strojovny1
odpisyspecif. náklady tlak. vzd.1
ostatní položkyteplárnaβaeβatβavz

Specifické náklady strojovny a kotelny jsou popsány v odst. 3.1. Ke specifickým nákladům na tlakový vzduch patří náklady na soustrojí TD včetně kondenzátorů, příslušenství a potrubí.

9.2 Nelze-li u položek energie, voda, opravy a údržba, odpisy oddělit spolehlivě společné a specifické náklady, použijí se rozdělovači koeficienty βae, βat, βavz pro všechny položky.

10. Výpočet jednotkových nákladů

10.1 Jednotkové náklady na výrobu elektřiny se ve všech případech stanoví podle vztahu:

∑N ei
JNE = ————[Kč/kWh]
∑E sv

kde

Esvcelková výroba elektřiny v teplárně měřená na svorkách TG[MWh]
∑Neisoučet nákladových položek připadajících na elektřinu[tis. Kč]

10.2 Jednotkové náklady na dodávku tepelné energie se stanoví podle vztahů:

teplárna bez výtopenských kotlů podle odst. 2 a 5, elektrárna podle odst. 4

∑N ti · 1000
JNT = ——————[Kč/GJ]
Qtep

teplárna s výtopnou podle odst. 3

∑Nti · 1000
JNT = ——————[Kč/GJ]
Qtep + Qvyt

10.3 Jednotkové náklady na dodávku tlakového vzduchu se stanoví podle vztahů:

∑N vzi · 1000∑N vzi · 3600
JNVZ = —————— =——————— [Kč/MWh]
WVvz · (ivy - ivs)
∑N vzi
JNVZ = ——————[Kč/m3]
Vvz · 1000

kde

∑N vzisoučet nákladových položek připadajících na tlakový vzduch[tis. Kč]
Vvz celkové množství tlakového vzduchu dodaného z TD[mil.m3]
Wenergie dodaná tlakovému vzduchu (nto)[GJ]
ivsentalpie vzduchu na vstupu do TD[kJ/m3]
ivyentalpie dodávaného tlakového vzduchu z TD[kJ/m3]

Část C

Postup při dělení nákladů sdružené výroby v teplárnách s plynovými turbínami

Postup platí pro soubor tvořený plynovou turbínou nebo spalovací turbínou na kapalné palivo (dále jen plynová turbína) a spalinovým kotlem, obvykle s přitápěním, popř. doplněný o další palivové parní nebo horkovodní kotle.

Provozní režim zahrnuje jak teplárenský provoz turbíny se spalinovým kotlem, tak výrobu elektřiny bez využití tepla, popř. střídavý provoz teplárenský a výtopenský (bez plynové turbíny).

1. Výpočet základních rozdělovačích koeficientů

1.1 Základní rozdělovači koeficienty platí pro všechny varianty provozních souborů a provozního režimu. Slouží k dělení dílčí nákladové položky palivo, spálené v plynové turbíně při plném využití tepla. Dále se používají k výpočtu souhrnných rozdělovačích koeficientů pro dělení ostatních položek. Stanoví se podle vztahů:

na elektřinu

3,6 · Essv
βse = ————————
3,6 · Essv + Qsv

na tepelnou energii

Qsv
βst = ————————
3,6 · Essv + Qsv

kde

Essvsvorková výroba elektřiny při provozu se spalinovým kotlem[MWh]
Qsvteplo vyrobené ve spalinovém kotli ze spalin za turbinou[GJ]

1.2 Teplo vyrobené ve spalinovém kotli ze spalin za turbínou Qsv se stanoví jako součin měřeného průtoku teplonosné látky a rozdílu její výstupní a vstupní entalpie. U kotle s přitápěním se z měřených údajů stanoví celkové teplo vyrobené ve spalinovém kotli Qsdv, pro které platí vztahy:

Qsv = Qsdv - Qdv [GJ]

ηd
Qdv = Mdpal · ———[GJ]
100

kde

Mdpalspotřeba paliva k přitápění spalinového kotle[GJ]
Qdvteplo vyrobené ve spalinovém kotli z přitápěcího paliva[GJ]
ηdporovnávací účinnost přitápění ve spalinovém kotli[%]

Při teplotě spalin za kotlem (do komína) nad 180 °C lze dosadit ηd = 88 %, při nižší teplotě ηd = 90 %, u kotle s nízkoteplotním ohřívákem ηd = 92 %.

Alternativně lze s využitím dokumentace dodavatele zařízení nebo provozních záznamů stanovit hodnotu Qsv ze závislosti tepelného výkonu kotle bez přitápění na elektrickém výkonu turbíny a z výroby elektřiny podle vztahu:

Pt
Qsv = 3,6 · —— · Essv[GJ]
Pe

kde

Peelektrický výkon soustrojí s plynovou turbínou[MW]
Pttepelný výkon spalinového kotle bez přitápění[MW]

2. Dělení nákladových položek palivo, energie, technologická voda

2.1 Náklady na přitápěcí palivo se celé přičtou k tepelné energii s koeficientem 1.

2.2 Náklady na palivo spálené v turbině při provozu do obchozu (bez využití tepla spalin) se přičtou celé k elektřině s koeficientem 1.

2.3 Náklady na palivo spálené ve výtopenských kotlích se přičtou celé k tepelné energii s koeficientem 1.

2.4 Nákladová položka energie se přičte celá k tepelné energii s koeficietem 1, přitom se elektřina z vlastní výroby oceňuje výkupní cenou (jako dodávka do sítě), elektřina odebraná ze sítě nákupní cenou, obojí bez DPH. Ve výjimečném případě může být chladicí ventilátor turbíny poháněn elektromotorem. V tom případě by se náklady na spotřebu energie k jeho pohonu rozdělily pomocí koeficientů βse, βst .

2.5 Nákladová položka technologická voda se přičte celá k tepelné energii s koeficientem 1 za teplárenský i výtopenský soubor či provozní režim.

2.6 Vzor dělení položek palivo, energie a technologická voda:

PoložkaSpecifikacena elektř.na teplo
palivospálené v turbíně - provoz s kotlemβseβst
spálené v turbíně - provoz do obchozu1
přitápěcí spálené ve spalinovém kotli1
spálené v palivových kotlích (ve výtopně)1
energie (vlast.z vlastní výroby1
spotř. elektřiny)odběr ze sítě1
voda technolog.teplárna + výtopna1

V nákladové položce palivo se vyskytuje vždy dílčí položka odpovídající provozu s kotlem, ostatní dílčí položky podle skladby provozního souboru a podle provozního režimu.

3. Výpočet rozdělovačích koeficientů u souboru plynová turbína - spalinový kotel s přitápěním, střídavý provoz turbíny s využitím tepla a do obchozu

3.1 K dělení položek mimo palivo, energii a vodu se použijí souhrnné rozdělovači koeficienty podle vztahů:

na elektřinu

Mspal · βse + Mopal
βxe = ——————————
Mspal + Mopal +Mdpal

na tepelnou energii

Mspal · βst + Mdpal
βxt = ——————————
Mspal + Mopal +Mdpal

na elektřinu

Mspal · βse + Mopal
βre = —————————————
Mspal + Mopal +Mdpal +Mvpal

na tepelnou energii

Mspal · βst + Mdpal +Mvpal
βrt = —————————————
Mspal + Mopal +Mdpal +Mvpal

kde

Mdpalspotřeba paliva k přitápění spalinového kotle[GJ]
Mopalspotřeba paliva v plynové turbíně při provozu do obchozu[GJ]
Mspalspotřeba paliva v plynové turbíně při provozu s kotlem[GJ]
Mvpalspotřeba paliva ve výtopenských palivových kotlích[GJ]

U souboru bez přitápění odpadá veličina Mdpal, u provozního režimu s trvalým využitím tepla veličina Mopal, u souboru bez výtopenských kotlů veličina Mvpal.

3.2 Souhrnné rozdělovači koeficienty βxe , βxt slouží k dělení teplárenských položek mimo palivo, energii a vodu.

3.3 Souhrnné rozdělovači koeficienty βre , βrt slouží k dělení položek mimo palivo, energii a vodu, u nichž nelze spolehlivě určit podíl teplárenského souboru a výtopenských kotlů.

4. Dělení nákladových položek mimo palivo, energii a vodu u souboru bez výtopenských palivových kotlů

4.1 U souboru s plným využitím tepla, bez přitápění a bez výtopenských palivových kotlů, se pro dělení všech ostatních nákladových položek, mimo energii a vodu, použijí základní rozdělovači koeficienty βse , βst .

4.2 U souborů s přitápěním nebo střídavým provozem turbíny s kotlem a do obchozu, popř. s jejich kombinací se pro dělení všech ostatních nákladových položek mimo energii a vodu použijí souhrnné rozdělovači koeficienty βxe , βxt.

5. Dělení nákladových položek mimo palivo, energii a vodu u souboru s výtopenskými palivovými kotli

5.1 Pokud lze spolehlivě určit podíl teplárenského souboru (plynová turbína - spalinový kotel) a výtopenského souboru (palivové kotle), dělí se nákladové položky ekologie, opravy a údržba, odpisy podle vzoru:

PoložkaSpecifikacena elektř.na teploplo
ekologie, odpisy, opravy a údržbateplárnaβxeβxt
výtopna1
ostatní položkyteplárna + výtopnaβreβrt

5.2 Pokud nelze spolehlivě určit podíl teplárenského souboru a výtopenského souboru, použijí se k dělení všech nákladových položek mimo palivo, energii a vodu souhrnné rozdělovači koeficienty βre , βrt .

6. Výpočet jednotkových nákladů

6.1 Jednotkové náklady na výrobu elektřiny JNE se ve všech případech stanoví podle vztahů:

při trvalém provozu turbíny s kotlem

∑Nei
JNE = ————[Kč/kWh]
Essv

při střídavém provozu turbíny s kotlem a do obchozu

∑Nei
JNE = ——————[Kč/kWh]
Essv + Eosv

6.2 Jednotkové náklady na dodávku tepelné energie JNT se stanoví podle vztahu:

teplárna bez palivových výtopenských kotlů

∑Nti · 1000
JNT = ——————[Kč/GJ]
Qtep

teplárna s palivovými výtopenskými kotli

∑Nei · 1000
JNT = ——————[Kč/GJ]
Qtep + Qvyt

kde

Eosvsvorková výroba elektřiny z plynové turbíny - provoz do obchozu[MWh]
Essvsvorková výroba elektřiny z plynové turbíny - provoz s kotlem[MWh]
Qtepužitečné dodávkové teplo na prahu teplárny[GJ]
Qvytužitečné dodávkové teplo na prahu výtopny[GJ]
∑Neisoučet nákladových položek připadajících na elektřinu[tis.Kč]
∑Ntisoučet nákladových položek připadajících na tepelnou energii[tis.Kč]

Část D

Postup při dělení nákladů sdružené výroby v teplárnách s paroplynovým cyklem (PPC)

Postup platí pro paroplynový cyklus (dále jen PPC), tj. soubor tvořený plynovou turbínou (nebo spalovací turbínou na kapalné palivo, dále jen plynová turbína), spalinovým kotlem a parní protitlakou nebo kondenzační odběrovou turbínou, popř. doplněný o další palivové parní nebo horkovodní kotle. Spalinový kotel bývá vybaven přitápěním a intenzivním vychlazením spalin pomocí koncového nízkoteplotního ohříváku vody pro otopné nebo jiné účely.

Provozní režim zahrnuje jak provoz úplného PPC, tak i občasný provoz jeho částí (plynové turbíny se spalinovým kotlem nebo palivových kotlů s parní turbínou), popř. střídavý provoz PPC a výtopenských kotlů.

1. Výpočet základních rozdělovačích koeficientů pro plynovou část cyklu

1.1 Základní rozdělovači koeficienty platí pro všechny varianty provozních souborů a provozního režimu. Slouží k dělení dílčí nákladové položky palivo, spálené v plynové turbíně při plném využití tepla. Dále se používají k výpočtu souhrnných rozdělovačích koeficientů pro dělení ostatních položek. Stanoví se podle vztahů:

na elektřinu

3,6 · Esv
βse = ——————————
3,6 · Esv +Qsv +Qovv

na tepelnou energii

Qsv +Qovv
βsm = ——————————
3,6 · Esv +Qsv +Qovv

kde

Esvsvorková výroba elektřiny při provozu se spalinovým kotlem[MWh]
Qsvteplo vyrobené ve spalinovém kotli ze spalin za turbínou[GJ]
Qovvteplo vyrobené v nízkoteplotním ohříváku vody spalinového kotle[GJ]

1.2 Teplo Qovv se stanoví jako součin měřeného průtoku teplonosné látky a rozdílu její výstupní a vstupní entalpie. Není-li kotel vybaven nízkoteplotním ohřívákem vody, člen Qovv ve vzorcích odpadá.

1.3 Teplo Qsv se stanoví podle části C, odst. 1.2.

2. Výpočet rozdělovačích koeficientů pro parní část cyklu

2.1 Základní rozdělovači koeficienty βe, βt podle části B, odst. 1.1 slouží jako pomocné veličiny, k dalšímu výpočtu se stanoví spotřeba tepla k výrobě elektřiny v parní turbíně Qel podle části B, odst. 1.2.

2.2 Rozdělovači koeficienty pro dělení v soustrojí s parní turbínou βae, βat se stanoví podle části B, odst. 2.1, redukovaná entalpie páry pro dodávku tepla ired podle části B, odst. 2.3.

3. Výpočet kombinovaných rozdělovačích koeficientů

Kombinované rozdělovači koeficienty βce, βct se použijí k dělení dílčích položek: palivo spálené v plynové turbíně, opravy a údržba plynové turbíny. Stanoví se podle vztahů:

na elektřinuβce = βse+ βsm ·βae = βse + βae - βse· βae
na tepelnou energiiβct = βsm · βat = βat - βse· βat

4. Dělení nákladových položek palivo, energie, technologická voda

4.1 Pro dělení nákladů na palivo spálené v turbíně se použijí rozdělovači koeficienty βce, βct.

4.2 Náklady na palivo spálené v turbíně při provozu do obchozu (bez využití tepla) se celé přičtou k elektřině s koeficientem 1.

4.3 Náklady na přitápěcí palivo a na palivo spálené v teplárenských palivových kotlích se dělí pomocí koeficientů βae, βat.

4.4 Náklady na palivo spálené ve výtopenských palivových kotlích se celé přičtou k tepelné energii s koeficientem 1.

4.5 Dílčí nákladová položka vlastní spotřeba elektřiny z vlastní výroby se dělí pomocí koeficientů βae, βat oceňuje se výkupní cenou (jako dodávka do sítě), bez DPH. Dílčí nákladová položka elektřina odebraná ze sítě se celá přičte k tepelné energii s koeficientem 1, oceňuje se nákupní cenou, bez DPH.

4.6 Náklady na technologickou vodu a na ekologii se u teplárenského souboru dělí pomocí koeficientů βae, βat , u výtopenských kotlů se celé přičtou k teplu s koeficientem 1.

4.7 Vzor dělení nákladových položek:

PoložkaSpecifikacena elektř.na teplo
palivospálené v turbíně - provoz s kotlemβceβct
spálené v turbíně - provoz do obchozu1
přitápěcí spálené ve spalinovém kotliβaeβat
spálené v teplárenských paliv, kotlíchβaeβat
spálené ve výtopenských kotlích1
energie (vlast. spotř. elektřiny)z vlastní výrobyβaeβat
odběr ze sítě1
voda technolog.teplárnaβaeβat
výtopna1
ekologieteplárnaβxeβxt
výtopna1

Palivové kotle se instalují buď v teplárenském nebo výtopenském provedení. Provoz plynové turbíny do obchozu je výjimečným případem.

Alternativní dělení položky ekologie:

ekologieteplárna + výtopnaβreβrt

5. Výpočet souhrnných rozdělovačích koeficientů souboru bez výtopenských kotlů

5.1 Souhrnné rozdělovači koeficienty se stanoví podle vztahů:

na elektřinu

Mspal · βce + Mopal +(Mdpal + Mkpal )· βae
βxe = ———————————————————
Mspal + Mopal +Mdpal +Mkpal

na tepelnou energii

Mspal · βct + (Mdpal + Mkpal )· βat
βxt = ———————————————
Mspal + Mopal +Mdpal +Mvpal

na elektřinu

Mspal · βce + Mopal + Mdpal · βae
βre = ———————————————
Mspal + Mopal +Mdpal +Mvpal

na tepelnou energii

Mspal · βct + Mdpal · βat + Mvpal
βrt = ———————————————
Mspal + Mopal +Mdpal +Mvpal

kde

Mdpalspotřeba paliva k přitápění spalinového kotle[GJ]
Mkpalspotřeba paliva v palivových teplárenských kotlích[GJ]
Mopalspotřeba paliva v plynové turbíně při provozu do obchozu[GJ]
Mspalspotřeba paliva v plynové turbíně při provozu s kotlem[GJ]
Mvpalspotřeba paliva ve výtopenských palivových kotlích[GJ]

U souboru bez přitápění odpadá veličina Mdpal, u souboru bez palivových teplárenských kotlů veličina Mkpal, u provozního režimu s trvalým využitím tepla veličina Mopal, u souboru bez výtopenských kotlů veličina Mvpal.

5.2 Souhrnné rozdělovači koeficienty βxe, βxt slouží k dělení teplárenských položek mimo palivo, energii a vodu.

5.3 Souhrnné rozdělovači koeficienty βre, βrt slouží k dělení položek mimo palivo, energii a vodu, u nichž nelze spolehlivě určit podíl teplárenského souboru a výtopenských kotlů.

6. Dělení nákladových položek mimo palivo, energii a vodu u souboru bez výtopenských palivových kotlů

6.1 U souboru s plným využitím tepla bez přitápění a palivových teplárenských kotlů se pro dělení všech ostatních položek použijí kombinované rozdělovači koeficienty βce, βct .

6.2 U souborů s přitápěním, s palivovými teplárenskými kotli nebo střídavým provozem turbíny s kotlem a do obchozu, popř. s jejich kombinací se pro dělení všech ostatních položek použijí souhrnné rozdělovači koeficienty βxe, βxt.

7. Dělení nákladových položek mimo palivo, energii a vodu u souboru s výtopenskými palivovými kotli

7.1 Pokud lze spolehlivě určit podíl teplárenského souboru a výtopenských palivových kotlů, dělí se nákladové položky opravy a údržba, odpisy a ostatní položky podle vzoru:

PoložkaSpecifikacena elektř.na teplolo
opravy a údržbateplárnaβxeβxt
odpisysyvýtopna1
ostatní položkyteplárna + výtopnaβreβrt

7.2 Pokud nelze spolehlivě určit podíl teplárenského souboru a výtopenských palivových kotlů, dělí se všechny nákladové položky kromě paliva, energie, ekologie a vody pomocí souhrnných rozdělovačích koeficientů βre, βrt .

8. Výpočet jednotkových nákladů

8.1 Jednotkové náklady na výrobu elektřiny JNE se stanoví podle vztahů:

při trvalém provozu

∑Nei
JNE = ——————[Kč/kWh]
Essv +Esv

při střídavém provozu plynové turbíny s využitím tepla a do obchozu

∑Nei
JNE = ————————[Kč/kWh]
Essv + Eosv +Esv

8.2 Jednotkové náklady na dodávku tepelné energie JNT se stanoví podle vztahů:

teplárna s PPC bez výtopenských kotlů

∑Nti · 1000
JNT = —————[Kč/GJ]
Qtep + Qov

teplárna s PPC a s výtopenskými kotli

∑Nti · 1000
JNT = —————————[Kč/GJ
Qtep + Qovv + Qvyt

kde

Esvsvorková výroba elektřiny z parní turbíny[MWh]
Eosvsvorková výroba elektřiny z plynové turbíny - provoz do obchozu[MWh]
Essvsvorková výroba elektřiny z plynové turbíny - provoz s kotlem[MWh]
Qtepužitečné dodávkové teplo na prahu teplárny[GJ]
Qovvteplo vyrobené v nízkoteplotním ohříváku vody spalinového kotle[GJ]
Qvytužitečné dodávkové teplo na prahu výtopny[GJ]
∑Nei součet nákladových položek připadajících na elektřinu[tis.Kč]
∑Nti součet nákladových položek připadajících na tepelnou energii[tis.Kč]

Poznámky pod čarou

1) Vyhláška č. 439/2001 Sb., kterou se stanoví pravidla pro vedení oddělené evidence tržeb, nákladů a výnosů pro účely regulace a pravidla pro rozdělení nákladů, tržeb a výnosů z vloženého kapitálu v energetice.

2) Vyhláška č. 373/2001 Sb., kterou se stanoví pravidla pro organizování trhu s elektřinou a zásady tvorby cen za činnosti operátora trhu.

3) Zákon č. 526/1990 Sb., o cenách, ve znění pozdějších předpisů.

4) Vyhláška č. 252/2001 Sb., o způsobu výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla.

4a) Vyhláška č. 580/1990 Sb., kterou se provádí zákon č. 526/1990 Sb., o cenách, ve znění pozdějších předpisů.

5) Zákon č. 586/1992 Sb., o daních z příjmů, ve znění pozdějších předpisů.

6) Vyhláška č. 329/2001 Sb., kterou se stanoví podmínky připojení a dodávek plynu pro chráněné zákazníky.

7) Zákon č. 587/1992 Sb., o spotřebních daních, ve znění pozdějších předpisů.

8) Zákon č. 563/1991 Sb., o účetnictví, ve znění pozdějších předpisů.

9) § 69a odst. 2 zákona č. 513/1991 Sb., obchodní zákoník, ve znění pozdějších předpisů.

10) § 69a odst. 1 zákona č. 513/1991 Sb., ve znění pozdějších předpisů.

11) § 69b zákona č. 513/1991 Sb., ve znění pozdějších předpisů.

12) § 69c zákona č. 513/1991 Sb., ve znění pozdějších předpisů.

13) Vyhláška č. 153/2001 Sb., kterou se stanoví podrobnosti určení účinnosti užití energie při přenosu, distribuci a vnitřním rozvodu elektrické energie.

14) Vyhláška č. 580/1990 Sb., kterou se provádí zákon č. 526/1990 Sb., o cenách, ve znění pozdějších předpisů.

Přesunout nahoru