Objednat předplatné
Porovnání znění
Balíčky poznámek

Předpis nemá balíčky komentářů! Přidejte si svůj balíček.

Přidej k oblíbeným

Vyhláška č. 13/2003 Sb.Vyhláška, kterou se mění vyhláška č. 438/2001 Sb., kterou se stanoví obsah ekonomických údajů a postupy pro regulaci cen v energetice

Částka 6/2003
Platnost od 28.01.2003
Účinnost od 28.01.2003
Zrušeno k 01.07.2007 (150/2007 Sb.)
Tisková verze Stáhnout PDF Stáhnout DOCX

přidejte vlastní popisek

13

VYHLÁŠKA

ze dne 14. ledna 2003,

kterou se mění vyhláška č. 438/2001 Sb., 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:

Čl. I

Vyhláška č. 438/2001 Sb., kterou se stanoví obsah ekonomických údajů a postupy pro regulaci cen v energetice, se mění takto:

1. V § 2 odst. 1 písm. i) se v úvodní části textu slova "Úřadem povolené zisky před zdaněním, vyjádřené podílem na hodnotě provozních aktiv" nahrazují slovy "hodnota stanovená Úřadem vyjádřená podílem povolených zisků před zdaněním k hodnotě provozních aktiv".

2. V § 2 odst. 1 se písmeno j) zrušuje.

Dosavadní písmena k) až v) se označují jako písmena j) až u).

3. V § 2 odst. 1 písm. m) se slova "podle napěťových nebo dodávkových úrovní" nahrazují slovy "podle napěťových úrovní nebo typů sítě".

4. V § 2 odst. 1 písmeno s) zní:

"s) rokem "i" – rok, pro který Úřad v daném kalendářním roce stanovuje ceny (dále jen "regulovaný rok"),".

5. V § 2 odst. 1 písm. t) se slova "či výkonu" nahrazují slovy "nebo cena elektrického výkonu".

6. V § 2 odst. 2 se slova "v § 15" nahrazují slovy "v § 14".

7. V § 3 odst. 1 písmeno f) včetně poznámky pod čarou č. 2) zní:

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

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

8. § 4 včetně nadpisu a poznámky pod čarou č. 3) zní:

"§ 4

Způsob regulace v odvětví elektroenergetiky

(1) Ceny činností podle § 3 odst. 1 písm. c) až f) jsou individuální pro jednotlivé držitele licence.

(2) Tarify uplatňované v rámci činností uvedených v § 3 jsou stanoveny v souladu se zvláštním právním předpisem.3) Ceny navrhují a předkládají ke schválení Úřadu jednotliví držitelé licencí a operátor trhu.

(3) Cena za přenos elektřiny a ceny za distribuci elektřiny na jednotlivých napěťových úrovních 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. Poměr ceny za rezervovanou kapacitu zařízení a ceny za použití zařízení zohledňuje poměr stálých nákladů a zisku a proměnných nákladů na zajištění přenosu elektřiny nebo distribuce elektřiny. Složky ceny za přenos elektřiny jsou navrženy tak, aby byla dodržena výpočtová průměrná cena za přenos elektřiny stanovená Úřadem podle vztahu uvedeného v příloze č. 1. Složky ceny za distribuci elektřiny na jednotlivých napěťových úrovních jsou navrženy tak, aby byla dodržena kumulativní průměrná cena za distribuci elektřiny na jednotlivých napěťových úrovních stanovená Úřadem podle vztahů uvedených v příloze č. 4. Ceny zahrnují také složku související s krytím vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla, složku související s příspěvkem pro decentrální výrobu, složku související s příspěvkem na krytí platby za zúčtování odchylek vztažených ke ztrátám placené operátorovi trhu, složku související s příspěvkem za služby regulace napětí a jalového výkonu v distribučních sítích a složku související s příspěvkem pro regionální distributory za zprostředkování plateb.

(4) Ceny uplatňované v rámci činností uvedených v § 3 odst. 2 jsou navrhovány tak, aby byla dodržena průměrná cena příslušné činnosti stanovená Úřadem a byl dodržen vztah

∑ (Wpn x Cpn) ≤ Cc ,

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,

Cc je průměrná cena příslušné činnosti stanovená podle postupů uvedených v příloze č. 5.

(5) Ceny činností operátora trhu stanoví Úřad podle postupů uvedených v § 5 odst. 4.

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

9 . § 5 včetně nadpisu a poznámek pod čarou č. 4) a 4a) zní:

"§ 5

Způsob tvorby a změny cen v odvětví elektroenergetiky

(1) Ceny elektřiny z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla stanoví Úřad v souladu se způsoby uvedenými ve zvláštním právním předpisu.4)

(2) Způsob tvorby výpočtových průměrných cen uvedených v § 4 odst. 3 a 4 je stanoven na regulační období prostřednictvím vzorce, jehož forma a parametry stanovované Úřadem podle odstavce 5 zůstávají neměnné po celé regulační období, pokud Úřad v odůvodněných případech, zejména v důsledku poskytnutí nesprávných údajů držitelem licence, nestanoví jinak, kde

a) první regulační období začíná 1. lednem 2002 a končí 31. prosincem 2004,

b) druhé regulační období začíná 1. lednem 2005 a končí 31. prosincem 2009.

(3) Při stanovení výchozí úrovně povolených nákladů a provozních aktiv se postupuje tak, že výchozí úroveň povolených nákladů a hodnotu provozních aktiv držitele licence stanoví Úřad analyticky před začátkem regulačního období. Základem pro analytické stanovení výchozí úrovně povolených nákladů a provozních aktiv jsou údaje z výkazů předkládaných držiteli licence podle § 14, a to za poslední účetně ukončený kalendářní rok předcházející počátečnímu roku regulačního období.

(4) Ceny činností operátora trhu stanovuje Úřad pro každý rok regulačního období tak, aby 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 úplného otevření trhu s elektřinou v České republice. Ceny dále obsahují přiměřený zisk podle zvláštního právního předpisu.4a)

(5) Parametry cenového vzorce jsou stanoveny Úřadem pro držitele licence na přenos elektřiny nejpozději 7 měsíců před začátkem každého regulačního období a pro držitele licence na distribuci elektřiny nejpozději 5 měsíců před začátkem každého regulačního období v tomto rozsahu:

a) výchozí úroveň povolených nákladů, provozních aktiv a úroveň odpisů každé licencované činnosti podléhající cenové regulaci; u činnosti distribuce elektřiny v členění podle napěťových úrovní,

b) míra výnosnosti provozních aktiv pro jednotlivé licencované činnosti podléhající cenové regulaci s výjimkou držitele licence na přenos v prvním regulačním období,

c) povolený rámec rozptylu průměrné ceny každé licencované činnosti podléhající cenové regulaci, stanovené na základě cenového průkazu skutečných výsledků činnosti v příslušném roce regulační periody, od průměrné ceny plánované pro příslušný rok regulační periody; u činnosti distribuce elektřiny v členění podle napěťových úrovní,

d) zisk za organizování trhu s podpůrnými službami.

(6) Lokální distributoři

a) používají tarify regionálního distributora, k jehož zařízení jsou připojeni, nebo

b) požádají Úřad o stanovení individuálních tarifů; pro stanovení tarifů se v tomto případě použije postup obdobný s postupem platným pro regionální distributory, přičemž parametry stanovované Úřadem podle odstavce 5 jsou platné i pro příslušné lokální distributory. Vzhledem k odlišnému charakteru lokálních distributorů, v porovnání s regionálními distributory, může Úřad v odůvodněných případech individuálně upravit rozsah nezbytně nutných ekonomických a technických údajů pro stanovení individuální ceny podle specifických vlastností distribučních soustav jednotlivých lokálních distributorů.

(7) Změny výpočtových průměrných cen licencovaných činností a činností operátora trhu v průběhu regulačního období jsou prováděny zpravidla jedenkrát ročně, a to k 1. lednu.

(8) Jednotliví lokální distributoři, výrobci 1. a 2. kategorie včetně samovýrobců podle zvláštního právního předpisu4a) předloží provozovateli soustavy, ke kterému jsou připojeni, výkazy podle § 14 do 15. 3. příslušného kalendářního roku.

(9) Jednotliví regionální distributoři předloží Úřadu vždy do 30. dubna kalendářního roku a držitel licence na přenos elektřiny vždy do 15. května kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období průměrné ceny skutečně dosažené v posledním účetně ukončeném kalendářním roce, pro které byly Úřadem stanoveny průměrné výpočtové ceny, a to včetně podkladů pro jejich ověření, a dále podklady podle § 14.

(10) Návrh na změnu ceny za rezervovanou kapacitu zařízení přenosové soustavy v Kč/MW a rok, návrh 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 příslušný regulovaný rok regulačního období. Návrh je do jednoho měsíce po předložení ověřen Úřadem z hlediska dodržení stanovených podmínek regulace. Není-li předložený návrh v souladu s podmínkami regulace, je držitel licence na přenos elektřiny Úřadem vyzván, aby do 14 dnů předložil návrh nový. Pokud není nový návrh v souladu s podmínkami regulace nebo držitel licence návrh nepředloží, stanoví ceny Úřad.

(11) Úřadem ověřený a odsouhlasený návrh ceny za rezervovanou kapacitu zařízení přenosové soustavy v Kč/rok, ceny za použití zařízení přenosové soustavy v Kč/MWh a ceny za systémové služby je Úřadem předán do 31. července kalendářního roku předcházejícího příslušný regulovaný rok provozovateli přenosové soustavy a regionálním distributorům včetně ostatních cen potřebných pro výpočet podle odstavce 12.

(12) Návrhy na změnu kumulativní průměrné ceny za distribuci elektřiny včetně rozdělení na kumulativní cenu za rezervovanou kapacitu zařízení distribuční soustavy v Kč/MW a rok a kumulativní cenu za použití zařízení distribuční soustavy v Kč/MWh, a to pro jednotlivé napěťové úrovně, návrh na změnu ceny dodávky elektřiny pro chráněné zákazníky včetně návrhu struktury tarifů pro jednotlivé zákaznické kategorie pro příslušný rok regulačního období, odůvodněné nezbytnými údaji a výpočty při dodržení pravidel regulace, jsou předkládány regionálními distributory Úřadu vždy nejpozději do 31. srpna kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období. Návrh každého regionálního distributora je do jednoho měsíce po předložení ověřen Úřadem z hlediska dodržení stanovených podmínek regulace. Není-li předložený návrh v souladu s podmínkami regulace, je regionální distributor Úřadem vyzván, aby do 14 dnů předložil návrh nový. Pokud není nový návrh v souladu s podmínkami regulace nebo držitel licence návrh nepředloží, stanoví ceny Úřad.

(13) Úřadem ověřené a odsouhlasené návrhy ceny za rezervovanou kapacitu zařízení distribuční soustavy jednotlivých regionálních distributorů v Kč/MW a rok, ceny za použití zařízení distribuční soustavy jednotlivých regionálních distributorů v Kč/MWh jsou Úřadem předány do 30. září kalendářního roku předcházejícího příslušný regulovaný rok regionálním distributorům a lokálním distributorům podle odstavce 6 písm. b) na základě jejich žádosti.

(14) Návrhy na změnu kumulativní průměrné ceny za distribuci elektřiny včetně rozdělení na kumulativní cenu za rezervovanou kapacitu zařízení distribuční soustavy v Kč/MW a rok a kumulativní cenu za použití zařízení distribuční soustavy v Kč/MWh, a to pro jednotlivé napěťové úrovně, návrh na změnu ceny dodávky elektřiny pro chráněné zákazníky včetně návrhu struktury tarifů pro jednotlivé zákaznické kategorie pro příslušný rok regulačního období, odůvodněné nezbytnými údaji a výpočty při dodržení pravidel regulace, jsou předkládány lokálními distributory podle odstavce 6 písm. b) Úřadu nejpozději do 15. října kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období. Návrh každého lokálního distributora je do jednoho měsíce po předložení ověřen Úřadem z hlediska dodržení stanovených podmínek regulace. Není-li předložený návrh v souladu s podmínkami regulace, je lokální distributor Úřadem vyzván, aby do 14 dnů předložil návrh nový. Pokud není nový návrh v souladu s podmínkami regulace nebo držitel licence návrh nepředloží, stanoví ceny Úřad.

(15) Návrhy na změnu cen za činnosti operátora trhu pro příslušný rok regulačního období, odůvodněné nezbytnými údaji a výpočty při dodržení pravidel regulace, jsou předkládány operátorem trhu Úřadu vždy do 30. dubna kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období. Návrh operátora trhu je do jednoho měsíce po předložení ověřen Úřadem z hlediska dodržení stanovených podmínek regulace. Není-li předložený návrh v souladu s podmínkami regulace, je operátor trhu Úřadem vyzván, aby do 14 dnů předložil návrh nový. Pokud není nový návrh v souladu s podmínkami regulace nebo držitel licence návrh nepředloží, stanoví ceny Úřad.

(16) Tarify a ceny uplatňované v rámci licencovaných činností a podléhající cenové regulaci jsou s účinností od 1. ledna příslušného roku regulačního období stanoveny rozhodnutím Úřadu do 30. listopadu kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období.

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.".

10. V § 6 odst. 1 se slova "individuálních distributorů" nahrazují slovy "distribučních soustav jednotlivých distributorů".

11. V § 6 se doplňuje odstavec 6, který zní:

"(6) Skutečně dosažené ceny systémových služeb se stanovují pomocí skutečných výnosů a odběrů elektřiny. Skutečné výnosy za systémové služby se porovnají s celkovými skutečnými náklady na podpůrné služby včetně Úřadem povoleného zisku. Zisk stanovený rozhodnutím Úřadu pro rok "i" regulačního období se upraví o zjištěný rozdíl mezi povoleným a skutečně dosaženým ziskem.".

12. Nadpis § 8 zní: "Činnosti s regulovanými cenami v plynárenství v prvním regulačním období".

13. V § 8 písm. c) se slova "od obchodníků" nahrazují slovem "obchodníky".

14. V § 9 odst. 4 se věta druhá zrušuje.

15. V § 9 odstavec 6 zní:

(6) Ceny podle § 8 písm. d) a e) jsou navrhovány Úřadu způsobem uvedeným v příloze č. 11, přičemž pro písmeno e) tak, aby byla dodržena průměrná cena dodávky energie zemního plynu od provozovatele distribuční soustavy, potvrzená Úřadem podle vztahu

∑ (Wpkzn x Cpkzn) ≤ Ckzpij ,

kde

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

Cpkzn je navrhovaná cena produktu nebo služby n,

Ckzpij je průměrná cena dodávky jednotkového množství energie zemního plynu příslušného držitele licence na distribuci plynu stanovená podle postupu uvedeného v příloze č. 11.".

16. § 10 včetně nadpisu zní:

"§ 10

Způsob tvorby a změny cen v plynárenství

(1) Způsob tvorby cen podle § 8 je stanoven na první regulační období začínající 1. ledna 2002 a končící 31. prosince 2004. Pro toto období se určí způsob a podmínky regulace cen prostřednictvím vzorců, jejichž formy a parametry stanovované Úřadem podle odstavců 3 a 5 zůstávají neměnné po celé regulační období, pokud Úřad v odůvodněných případech, zejména v důsledku poskytnutí nesprávných údajů držitelem licence, nestanoví jinak.

(2) Při stanovení výchozí úrovně povolených nákladů a provozních aktiv se postupuje tak, že výchozí úroveň povolených nákladů a hodnotu provozních aktiv držitele licence stanoví Úřad analyticky před začátkem regulačního období. Základem pro analytické stanovení výchozí úrovně povolených nákladů a provozních aktiv jsou údaje z regulačních výkazů předkládaných držiteli licence podle § 14, a to za poslední auditovaný účetně ukončený kalendářní rok předcházející počátečnímu roku regulačního období.

(3) Parametry cenového vzorce jsou stanoveny Úřadem pro držitele licence na uskladňování plynu nejpozději 5 měsíců před začátkem regulačního období, pro držitele licence na přepravu plynu, pro držitele licence na obchod s plynem prodávajícím zemní plyn účastníkům trhu, jejichž zařízení jsou připojena na přepravní soustavu, nejpozději 4 měsíce před začátkem regulačního období a pro držitele licence na distribuci plynu a obchod s plynem nejpozději 3 měsíce před začátkem regulačního období v tomto rozsahu:

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

b) výchozí úroveň provozních aktiv příslušných licencovaných činností,

c) míra výnosnosti provozních aktiv příslušné licencované činnosti,

d) zisk vztažený k prodanému plynu v Kč/MWh stanovený analyticky (dále jen "zisk v Kč/MWh"),

e) povolený rámec rozptylu skutečně dosažené průměrné ceny příslušné licencované činnosti, stanovené na základě cenového průkazu skutečných výsledků činnosti v příslušném časovém intervalu (čtvrtletí, rok) regulačního období, od průměrné ceny příslušné licencované činnosti plánované pro příslušný časový interval (čtvrtletí, rok) regulačního období,

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

g) hodnota povolené ztráty, popřípadě zisku podle odstavce 5.

(4) Pro první regulační období jsou ceny podle § 8 písm. a) a c) stanoveny tak, aby zajistily v roce 2002 nejméně plné pokrytí povolených nákladů, v roce 2003 nejméně plné pokrytí povolených nákladů a poloviční míru výnosnosti provozních aktiv a zisku v Kč/MWh plánovaného pro rok 2004 a v roce 2004 plné pokrytí povolených nákladů a plnou míru výnosnosti provozních aktiv a zisku v Kč/MWh.

(5) Změny cen podle § 8 písm. a), c), d), e) a i) jsou v průběhu regulačního období prováděny jednou ročně, a to s účinností od 1. ledna příslušného roku. Další změny jsou prováděny od 1. dubna, 1. července a 1. října příslušného roku, jestliže z důvodu plánovaných změn v měrných nákladech na nákup zemního plynu nebo odchylky mezi měrnými náklady, jež byly podkladem pro stanovení ceny obsažené v platném cenovém rozhodnutí, a skutečnými měrnými náklady na nákup zemního plynu vykázanými v obdobích od poslední změny ceny dosáhne celková plánovaná ztráta, popřípadě zisk držitele licence na obchod z prodeje účastníkům trhu, jejichž zařízení je připojeno na přepravní soustavu, hodnoty stanovené Úřadem. Tato plánovaná ztráta, případně zisk je promítnut do ceny podle § 8 písm. c).

(6) 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 předpisu.5)

(7) Jednotliví držitelé licencí na přepravu plynu, uskladňování plynu, distribuci plynu připojeni na přepravní soustavu a obchod s plynem předloží Úřadu vždy do 30. dubna kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období podklady podle § 14.

(8) Držitelé licence na uskladňování plynu nejpozději do 30. června kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období předloží Úřadu návrh ceny za uskladňování zemního plynu, odůvodněný nezbytnými údaji a výpočty při dodržení pravidel regulace.

(9) Návrh podle odstavce 8 je Úřadem ověřen z hlediska dodržení stanovených podmínek regulace, a to nejpozději do 15. července kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období. Není-li předložený návrh v souladu s podmínkami regulace, je držitel licence na uskladňování plynu povinen do 7 dnů předložit návrh nový. Pokud není nový návrh v souladu s podmínkami regulace nebo držitel licence návrh nepředloží, stanoví ceny Úřad. Nejpozději do 31. července kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období jsou ověřené návrhy cen uskladňování zemního plynu Úřadem předány souběžnému držiteli licence na přepravu plynu a uskladňování plynu.

(10) Souběžný držitel licence na přepravu plynu a na uskladňování plynu a držitel licence na obchod předloží Úřadu do 15. srpna kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období návrh ceny přepravy a uskladňování zemního plynu a návrh ceny energie zemního plynu, odůvodněný nezbytnými údaji a výpočty při dodržení pravidel regulace.

(11) Návrh cen podle odstavce 10 je Úřadem ověřen z hlediska dodržení stanovených podmínek regulace, a to nejpozději do 31. srpna kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období. Není-li předložený návrh v souladu s podmínkami regulace, předloží souběžný držitel licence na přepravu plynu a uskladňování plynu do 7 dnů návrh nový. Pokud není nový návrh v souladu s podmínkami regulace nebo držitel licence návrh nepředloží, stanoví ceny Úřad. Nejpozději do 15. září kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období jsou ověřené ceny přepravy a uskladňování plynu a energie zemního plynu Úřadem předány jednotlivým držitelům licence na distribuci plynu připojeným na přepravní soustavu.

(12) Jednotliví držitelé licence na distribuci plynu připojeni na přepravní soustavu a držitelé licence na obchod s plynem, prodávající plyn ostatním účastníkům trhu připojeným na distribuční soustavu, předloží Úřadu návrhy cen produktů a služeb poskytovaných v rámci dodávky plynu chráněným zákazníkům a prodeje plynu ostatním účastníkům trhu připojeným na distribuční soustavu, odůvodněný nezbytnými údaji a výpočty při dodržení pravidel regulace, a to nejpozději do 30. září kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období.

(13) Návrh podle odstavce 12 je Úřadem prověřen z hlediska dodržení stanovených podmínek regulace, a to nejpozději do 15. října kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období. Není-li předložený návrh v souladu s podmínkami regulace, předloží příslušný držitel licence do 14 dnů ode dne vrácení návrh nový. Pokud není nový návrh v souladu s podmínkami regulace nebo držitel licence návrh nepředloží, stanoví ceny Úřad.

(14) Úřad je oprávněn provést následné změny ověřené ceny energie zemního plynu v případě zjištěných odchylek od ceny nákupu zemního plynu. Změny ověřené ceny sdělí Úřad souběžnému držiteli licence na přepravu a uskladňování zemního plynu a držitelům licence na distribuci plynu připojeným na přepravní soustavu nejpozději do 30. října kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období.

(15) Návrhy změny ceny energie v zemním plynu předkládá držitel licence na obchod Úřadu nejméně 2 měsíce před termínem změny ceny energie zemního plynu, s výjimkou změny ceny od 1. ledna regulačního 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. Návrh je ověřen Úřadem a nové ceny jsou Úřadem stanoveny a zveřejněny nejpozději jeden měsíc před termínem změn cen.

(16) Nové ceny produktů a služeb uplatňovaných v rámci licencovaných činností a podléhajících cenové regulaci jsou s účinností od 1. ledna příslušného roku regulačního období stanoveny rozhodnutím Úřadu, a to nejpozději do 30. listopadu kalendářního roku předcházejícího příslušný rok regulačního období.".

17. Nadpis § 11 zní: "Činnosti s regulovanými cenami v plynárenství v druhém regulačním období".

18. V § 12 odst. 1 písm. b) se slova "pro každou samostatnou část rozvodu" zrušují.

19. V § 12 odstavec 2 zní:

"(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.".

20. V § 12 odst. 3 se za slova "usměrňovaných cen" vkládají slova "podle zvláštního právního předpisu3)".

21. § 13 včetně nadpisu a poznámky pod čarou č. 7) zní:

"§ 13

Způsob tvorby a změny cen dodávky 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) Způsob regulace cen dodávky tepelné energie pro všechny odběratele s meziroční cenovou úpravou o eskalační faktor je stanoven do konce prvního regulačního období, které končí 31. prosincem 2004.

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

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

(5) 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.

(6) 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.

(7) V průběhu prvního regulačního období budou výsledky regulace analyzovány a způsob regulace pro druhé regulační období dále stanoven s ohledem na tržní prostředí a vývoj cen na trhu paliv a energií.

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

22. § 14 včetně nadpisu a poznámky pod čarou č. 8) zní:

"§ 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 rok.

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

a) držitel licence na výrobu elektřiny s celkovým instalovaným výkonem nad 500 MW předkládá výkaz provozních aktiv, výkaz nákladů a výnosů, výkaz kontroly hospodářského výsledku a výkaz plánu investičních výdajů,

b) lokální distributoři, výrobci 1. a 2. kategorie včetně samovýrobců podle zvláštního právního předpisu2) předkládají technické výkazy,

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

d) 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,

e) 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,

f) 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,

g) 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,

h) 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,

i) 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.

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

23. Příloha č. 1 zní:

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

Postup stanovení výpočtové průměrné ceny za přenos elektřiny

Výpočtová průměrná cena za přenos elektřiny cpei je stanovena vztahem

cpei = spei + Kpei

kde

i je pořadové číslo příslušného roku regulačního období,

spei je výpočtová průměrná cena za přenos elektřiny bez započtení korekčního faktoru v příslušném roce regulačního období,

Kpei je korekční faktor výpočtové průměrné ceny za přenos elektřiny pro příslušný rok regulačního období, který zohledňuje efekt nevhodně nastaveného tarifu proměnné složky ceny za přenos elektřiny v předminulém roce regulačního období a započítává jeho výnosový efekt (kladný i záporný) do výpočtové průměrné ceny za přenos elektřiny v příslušném roce regulačního období. Pro počáteční rok prvního regulačního období je Kpei rovno nule.

Výpočtová průměrná cena za přenos elektřiny bez započtení korekčního faktoru spei v příslušném roce regulačního období se vypočte podle následujícího vztahu:

spei = PVpe0 • Mpei / RPME1i + NCEpei • PZTPei / RPME2i + ckzoti

kde

PVpe0 je výchozí hodnota povolených výnosů stanovená analyticky Úřadem,

PVpe0 = PNpe0 + Ope0 + Zpe0

kde

PNpe0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence, nezbytných k zajištění přenosových služeb, stanovená analyticky Úřadem,

Ope0 jsou odpisy hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k zajištění přenosových služeb, stanovené analyticky Úřadem,

Zpe0 je zisk vypočtený jako součin míry výnosnosti provozních aktiv a hodnoty provozních aktiv,

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 samo výrobců, pro krytí spotřeby v areálu výrobny) a z bilančního salda transformace do nižších distribučních úrovní napětí v roce i regulačního období,

RPME2i je plánované přenesené množství elektřiny (odběr elektřiny z přenosové soustavy), které se skládá z přímého odběru z přenosové soustavy (bez tranzitu, včetně 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 roce i regulačního období,

Mpei je eskalační faktor zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců vypočítaný podle vztahu:

Mpei = (Mi-1 - X) • Mpei-1

kde

pro první rok regulačního období Mpei-1 = Mi-2,

X je faktor efektivity, jehož hodnotu stanoví Úřad,

Mi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce cen 7004 za měsíc duben roku i-1, zaokrouhlený na 5 desetinných míst,

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

PZTPei je povolené množství ztrát v přenosové soustavě určené podle následujícího vztahu:

PZTpei = (kzPS / (1-kzPS)) • RPMEzti

kde

kzPS je povolená míra ztrát v přenosové soustavě vztažená ke vstupujícímu toku elektřiny do přenosové soustavy 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 roce i regulačního období,

ckzoti je cena příspěvku na krytí plateb provozovatele přenosové soustavy hrazených operátorovi trhu za zúčtování odchylek cenou coti vztaženou ke ztrátám elektřiny v přenosové soustavě:

ckzoti = PZTpei • coti / RPME2i

Ve dvousložkovém tvaru se tato průměrná cena rozděluje do dvou částí, které se vypočtou podle následujících vztahů:

sperci = PVpe0 • Mpei / ∑k=1,n RRK(PS-VVN)ki

spepzi = NCEpei • PZTpei / RPME2i + ckzoti

kde

sperci je složka regulované ceny přenosu elektřiny za roční rezervovanou kapacitu přenosové soustavy v Kč/MW a rok,

spepzi je složka regulované ceny přenosu elektřiny za použití přenosové soustavy v Kč/MWh,

RRK(PS-VVN)ki  je plánovaná roční rezervovaná kapacita přenosové soustavy odběratele k. Kapacitu zařízení přenosové soustavy si rezervuje přímý odběratel 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 držitelé licence na distribuci elektřiny připojení k přenosové soustavě, v roce i regulačního období. Rezervovaná kapacita je pro držitele licence na distribuci, kteří jsou připojeni k přenosové soustavě, určena z průměrů bilančních sald hodinových maxim 4 zimních měsíců (listopad roku i-2 až únor roku i-1) na rozhraní sítě PPS s PDS. Pro přímý odběr z přenosové soustavy je rezervovaná kapacita určena průměrem hodinových maxim odběru 4 zimních měsíců (listopad roku i-2 až únor roku i-1) na rozhraní ze sítě PPS.

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

RPRK(PS-VVN)ki = sperci • RRK(PS-VVN)ki“.

24. Příloha č. 2 včetně poznámky pod čarou č. 1) zní:

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

Postup stanovení regulované ceny za systémové služby

Regulovaná cena za systémové služby je stanovena vztahem:

cssi = sssi + Kssi

kde

i je pořadové číslo příslušného roku regulačního období,

sssi je regulovaná cena za systémové služby bez započtení korekčního faktoru v příslušném roce regulačního období,

Kssi je korekční faktor regulované ceny za systémové služby pro příslušný rok regulačního období. Kssi zohledňuje efekt nevhodně nastaveného tarifu za systémové služby v předminulém roce regulačního období a započítává jeho výnosový efekt (kladný i záporný) do regulované ceny za systémové služby v příslušném roce regulačního období. K jeho zohlednění dojde jen v případě, že průměrná cena za systémové služby, vypočítaná jako podíl skutečných tržeb za systémové služby a skutečného množství elektřiny v předminulém roce regulačního období, přesáhne Úřadem povolený rámec rozptylu od regulované ceny za systémové služby, stanovené uvedeným postupem pro daný rok. Pro počáteční rok prvního regulačního období je Kssi rovno nule.

Regulovaná cena za systémové služby bez započtení korekčního faktoru sssi v příslušném roce regulačního období se vypočte podle následujícího vztahu:

sssi = (PNCpsi + Zss + PVosps0 • Mospsi - PNCssapsi) / RMESS1i

kde

PNCpsi jsou celkové náklady na nákup podpůrných služeb v roce i regulačního období stanovené analyticky Úřadem,

PVosps0 je výchozí hodnota povolených výnosů za organizování obchodu se systémovými a podpůrnými službami stanovená analyticky Úřadem:

PVosps0 = PNosps0 + Oosps0 + Zosps0

kde

PNosps0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence, nezbytných k zajištění obchodu se systémovými a podpůrnými službami, stanovená analyticky Úřadem,

Oosps0 jsou odpisy hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k zajištění obchodu se systémovými a podpůrnými službami, stanovené analyticky Úřadem,

Zosps0 je zisk vypočtený jako součin míry výnosnosti provozních aktiv a hodnoty provozních aktiv,

Zss je zisk stanovený rozhodnutím Úřadu,

Mi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce cen 7004 za měsíc duben roku i-1, zaokrouhlený na 5 desetinných míst,

Mospsi je eskalační faktor zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců vypočítaný podle vztahu:

Mospsi = (Mi-1 - X) • Mospsi-1

kde

X je faktor efektivity, jehož hodnotu stanoví Úřad,

pro první rok regulačního období Mospsi-1 = Mi-2,

RMESS1i je plánované množství elektřiny dodané konečným zákazníkům v České republice v roce i regulačního období bez lokální spotřeby podle zvláštního právního předpisu1) a bez spotřeby v ostrovních provozech,

PNCsapsi je plánovaný objem nákladů na podpůrné služby hrazený za lokální spotřebu v roce i regulačního období,

PNCsapsi = ssassi • PMEsai

kde

PMEsai je velikost plánované lokální spotřeby1) v roce i regulačního období korigovaná koeficientem nejistoty velikosti lokální spotřeby ksani; velikost tohoto koeficientu stanoví Úřad,

ssassi je pevná regulovaná cena za systémové služby pro lokální spotřebu1) výrobců 1. a 2. kategorie stanovená rozhodnutím Úřadu pro rok i regulačního období.

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

25. Příloha č. 3 včetně poznámky pod čarou č. 1) zní:

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

Postup stanovení výpočtové průměrné ceny za distribuci elektřiny

Pro účely regulace průměrné ceny za distribuci 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.

Výpočtové průměrné jednosložkové ceny za distribuci jednotkového množství elektřiny pro samostatné napěťové úrovně distribuční soustavy velmi vysokého napětí, vysokého napětí nebo nízkého napětí jsou stanoveny vztahem:

cd(x-x)ei = sd(x-x)ei + Kd(x-x)ei

kde

i je pořadové číslo příslušného roku regulačního období,

sd(x-x)ei jsou výpočtové průměrné jednosložkové ceny za distribuci jednotkového množství elektřiny pro příslušnou x-tou úroveň napětí (VVN, VN nebo NN) bez započtení korekčního faktoru v příslušném roce regulačního období; distribucí elektřiny se v tomto případě rozumí doprava elektřiny přes určitou napěťovou úroveň při vstupu elektřiny do a výstupu elektřiny z uvažované napěťové úrovně (s přiřazením transformací mezi úrovněmi napětí k jednotlivým napětím podle uvedeného rozčlenění),

Kd(x-x)ei korekční faktor průměrných výpočtových cen za distribuci pro příslušnou část distribučního systému dx (úroveň napětí x). Zohledňuje efekt nevhodně nastaveného tarifu za distribuci elektřiny na napěťové úrovni x v předminulém roce regulačního období a započítává jeho výnosový efekt, tedy vliv rozdílu výpočtových a skutečně dosažených průměrných cen nad povolený rámec rozptylu od výpočtové průměrné ceny za distribuci elektřiny (kladný i záporný) do regulovaných průměrných cen za distribuci elektřiny na uvažované úrovni napětí v příslušném roce regulačního období. K jeho zohlednění dojde jen v případě, že průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny, vypočítaná ze skutečně distribuovaného množství elektřiny na příslušné úrovni napětí a ze skutečných tržeb za distribuci elektřiny na této úrovni napětí v předminulém roce regulačního období, přesáhne Úřadem povolený rámec rozptylu od výpočtové průměrné ceny za distribuci elektřiny na této úrovni napětí stanovené uvedeným postupem pro daný rok. Pro počáteční rok prvního regulačního období je Kd(x-x)ei rovno nule.

Na napěťových úrovních VVN a VN se používá cena dvousložková, která je rozdělena na složku ceny za rezervaci kapacity a na složku ceny za použití sítě příslušné samostatné napěťové úrovně. Tyto složky se vypočtou podle následujících vztahů:

SdVVNerci == PVdVVNe0 • MdVVNei / ((RKKZVVNei + RKDLVVNei) + TETRVVNei • (RKKZVNei + RKDLVNei) / (RMEKZVNei + RMEDLVNei))

SdVNerci = PVdVNe0 • MdVNei / ((RKKZVNei + RKDLVNei) • (1 + TETRVNei / (RMEKZVNei + RMEDLVNei)))

Sdxepzi = NCEdei • PZTdxei / RDME2xi

kde

PVdVVNe0 , PVdVNe0 jsou výchozí hodnoty povolených výnosů pro napěťové úrovně VVN a VN stanovené analyticky Úřadem,

PVdxe0 = PNdxe0 + Odxe0 + Zdxe0

kde

PNdxe0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence, nezbytných k zajištění distribučních služeb na příslušné napěťové úrovni, stanovená analyticky Úřadem,

Odxe0 jsou odpisy hmotného a nehmotného investičního majetku příslušné části distribučního systému (úrovně napětí) držitele licence, sloužícího k zajištění distribučních služeb na příslušné napěťové úrovni, stanovené analyticky Úřadem,

Zdxe0 je zisk vypočtený jako součin míry výnosnosti provozních aktiv příslušné části distribučního systému a hodnoty provozních aktiv této části distribučního systému,

SdVVNerci, sdVNerci je složka regulované ceny distribuce elektřiny za roční rezervovanou kapacitu napěťové úrovně VVN a VN distribuční soustavy v Kč/MW a rok v roce i,

Sdxepzi je složka regulované ceny distribuce elektřiny za použití napěťové úrovně x distribuční soustavy v Kč/MWh v roce i,

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 samo výrobců, pro krytí spotřeby v areálu výrobny) napěťové úrovně VVN a VN distribuční soustavy v roce i,

RKDLVvNei, RKDLVNei je bilanční saldo plánované roční rezervované kapacity (technické maximum) držitelů licence na distribuci (kteří nejsou připojeni k přenosové soustavě) na napěťové úrovni VVN a VN distribuční soustavy v roce i,

TETRVVNei, TETRVNei je roční plánované množství elektřiny transformované z napěťové úrovně VVN a VN na nižší napěťovou úroveň distribuční soustavy v roce i,

RMEKZVVNei, RMEKZVNei je roční plánované množství elektřiny odebírané konečnými zákazníky na napěťové úrovni VVN a VN distribuční soustavy v roce i,

RMEDLVVNei, RMEDLVNei je bilanční saldo ročního plánovaného množství elektřiny držitelů licence na distribuci (kteří nejsou připojeni k přenosové soustavě) na napěťové úrovni VVN a VN distribuční soustavy v roce i,

RDME2xi je plánované množství elektřiny distribuované příslušnou částí distribučního systému držitele licence na distribuci v roce i regulačního období. Jsou to odběry elektřiny z příslušné části distribučního systému, které se skládají z odběrů všech konečných zákazníků z dané napěťové úrovně, transformace elektřiny do nižších úrovní napětí (kromě NN), z bilančního salda odběru držitelů licence na distribuci, kteří nejsou připojeni k přenosové soustavě, z exportu, odběru PVE v čerpadlovém provozu a z odběrů výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla,

Mdxei je eskalační faktor zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců vypočítaný pro jednotlivé napěťové úrovně podle vztahu:

Mdxei = (Mi-1 - Xx) • Mdxei-1

kde

pro první rok regulačního období Mdxei-1  = Mi-2,

Xx je faktor efektivity na napěťové úrovni x, jehož hodnotu stanoví Úřad,

Mi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce cen 7004 za měsíc duben roku i-1, zaokrouhlený na 5 desetinných míst,

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

PZTdxei je povolené množství ztrát v napěťové úrovni x distribuční sítě určené vztahem:

PZTdxei = (kzdxei / (1-kzdxei)) • RDMEpzdxi

kde

kzdxei je povolená míra ztrát v distribuční soustavě na úrovni napětí x v roce i vztažená ke vstupujícímu toku elektřiny do této napěťové úrovně distribuční soustavy stanovená Úřadem,

RDMEpzdxi je plánované množství elektřiny distribuované příslušnou částí distribučního systému držitele licence na distribuci v roce i regulačního období (odběr elektřiny z příslušné části distribučního systému, který se skládá z odběru všech konečných zákazníků z dané napěťové úrovně, transformace elektřiny do nižších úrovní napětí (kromě NN), z odběru držitelů licence na distribuci, z odběru držitele licence na přenos, exportu, vlastní spotřeby v příslušné části distribuční soustavy a odběru PVE v čerpadlovém provozu na dané napěťové úrovni).

Jednosložkový tvar výpočtové průměrné ceny pro chráněné zákazníky za distribuci elektřiny sd(x-x)ei pouze v příslušné napěťové úrovni x bez započtení korekčního faktoru v příslušném roce regulačního období se vypočte podle následujícího vztahu:

sd(x-x)ei = (PVdxe0 • Mdxei - RKOZxei • Sdxerci) / RDME1xi + NCEdei • PZTdxei / RDME2xi

kde

RKOZxei je plánovaná roční rezervovaná kapacita (technické maximum) na napěťových úrovních VVN a VN distribuční soustavy v roce i rezervovaná oprávněnými zákazníky (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 držiteli licence na distribuci, kteří mají podle zvláštního právního předpisu1) právo na volbu dodavatele elektřiny pro odběr chráněných zákazníků na svém vymezeném území,

RDME1xi je plánované množství elektřiny distribuované příslušnou napěťovou úrovní VVN a VN distribučního systému držitele licence na distribuci v roce i regulačního období chráněným zákazníkům a tok transformací elektřiny do nižších 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.

Pro napěťovou úroveň NN se jednosložkový tvar výpočtové průměrné ceny za distribuci elektřiny sd(NN-NN)ei vypočte podle následujícího vztahu:

Sd(NN-NN)ei = (PVdNNe0 • Mdei) / (RDME1NNi) + NCEdNNei • PZTdNNei / RDME2NNi

kde

RDME1NNi je plánované množství elektřiny distribuované příslušnou napěťovou úrovní NN distribučního systému držitele licence na distribuci v roce i regulačního období konečným zákazníkům bez exportu, odběru PVE v čerpadlovém provozu a bez odběru výrobců 1. a 2. kategorie, kromě samovýrobců, pro krytí spotřeby v areálu výrobny,

RDME2NNi je plánované množství elektřiny distribuované příslušnou napěťovou úrovní NN distribučního systému držitele licence na distribuci v roce i regulačního období. Jsou to odběry elektřiny z napěťové úrovně NN distribučního systému, které se skládají z odběrů všech konečných zákazníků, z bilančního salda odběru držitelů licence na distribuci, kteří nejsou připojeni k přenosové soustavě, z exportu, odběru PVE v čerpadlovém provozu a z odběrů výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla.

1) Zákon č. 458/2000 Sb., o podmínkách podnikání a o výkonu státní správy v energetických odvětvích a o změně některých zákonů (energetický zákon).“.

26. Příloha č. 4 zní:

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

Postup stanovení kumulativní regulované průměrné ceny za distribuci elektřiny

Kumulativní dvousložková regulovaná průměrná cena za distribuci se rozděluje na část za rezervaci kapacity a na část za použití příslušné napěťové úrovně distribuční sítě. Pro distribuční napěťovou úroveň velmi vysokého napětí jsou stanoveny vztahy:

cdVVNerci = sdVVNerci + sperci • (RRK(PS-VVN)ei + ∑k=1,n RRK(VVNk-VVN)ei) / ((RKKZVVNei + RKDLVVNei) + (RKKZVNei + RKDLVNei) • TETRVVNei / (RMEKZVNei + RMEDLVNei))

cdVVNepzi = sdVVNepzi + (spepzi + Kpei) • (TE(PS-VVN)ei + ∑k=1,n TE(VVNk-VVN)ei) / RDME2VVNi

Kumulativní dvousložková regulovaná průměrná cena jednotkového množství elektřiny za rezervaci kapacity a za použití sítě na distribuční napěťové úrovni vysokého napětí jsou stanoveny vztahy:

cdVNerci = sdVNerci + cdVVNerci • TETRVVNei / (RMEKZVNei + RMEDLVNei + TETRVNe)

cdVNepzi = sdVNepzi + cdVVNepzi • TETRVVNei / RDME2VNi

Na distribuční napěťové úrovni nízkého napětí je použita kumulativní jednosložková průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny.

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

cdVVNei = cd(VVN-VVN)ei + sperci • (RRK(PS-VVN)ei + ∑k=1,n RRK(VVNk-VVN)ei) / RDME1VVNi + (s pepzi + Kpei) • (TE(PS-VVN)ei + ∑k=1,n TE(VVNk-VVN)ei) / RDME2VVNi

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

cdNNei = cd(VN-VN)ei + (cdVVNei - cdVVNepzi) • TETRVVNei / RDME1VNi + cdVVNepzi  • TETRVVNei / RDME2VNi

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

cdNNei = cd(NN-NN)ei + (cdVNei - cdVNepzi) • TETRVNei / RDME1NNi + cdVNepzi • TETRVNei / RDME2NNi

kde

i je pořadové číslo příslušného roku regulačního období,

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

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

cd(VVN-VVN)ei, cd(VN-VN)ei, cd(NN-NN)ei jsou regulované průměrné ceny za distribuci elektřiny na úrovni VVN, VN nebo NN stanovené Úřadem pro rok i postupem uvedeným v příloze č. 3 této vyhlášky,

TE(PS-VVN)ei, TETRVVNei, TETRVNei jsou plánované toky elektřiny pro rok i mezi přenosovou soustavou a distribuční úrovní VVN, popřípadě plánované toky elektřiny transformací z napěťové úrovně VVN a VN na nižší napěťovou úroveň distribuční soustavy držitele licence na distribuci v roce i. 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, S,

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

RDME1VVNi, RDME1VNi jsou plánovaná množství elektřiny distribuovaná napěťovou úrovní VVN a VN distribučního systému držitele licence na distribuci v roce i regulačního období chráněným zákazníkům a tok transformací elektřiny do nižších 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; na napěťové úrovni VVN se jedná pouze o tok transformací do napěťové úrovně VN vzhledem k tomu, že se na VVN považují všichni zákazníci za oprávněné,

RDME1NNi je plánované množství elektřiny distribuované příslušnou napěťovou úrovní NN distribučního systému držitele licence na distribuci v roce i regulačního období konečným zákazníkům bez exportu, 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 rok i na výstupu z distribuční úrovně VVN, popřípadě VN nebo NN, držitele licence na distribuci. Jsou to odběry konečných zákazníků na dané úrovni napětí, toky do transformace elektřiny do nižších napěťových úrovní z dané 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,

cpei je regulovaná průměrná cena za přenos elektřiny stanovená podle přílohy č. 1,

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

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

Kpei je korekční faktor regulované průměrné ceny za přenos elektřiny pro příslušný rok regulačního období stanovené podle přílohy č. 1,

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 roce i,

RKDLVVNei, RKDLVNei jsou bilanční salda plánované roční rezervované kapacity (technická maxima) držitelů licence na distribuci (kteří nejsou připojeni k přenosové soustavě) na napěťové úrovni VVN a VN distribuční soustavy v roce i,

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

RMEDLVVNei, RMEDLVNei jsou bilanční salda ročního plánovaného množství elektřiny držitelů licence na distribuci (kteří nejsou připojeni k přenosové soustavě) na napěťové úrovni VVN a VN distribuční soustavy v roce i,

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.“.

27. Příloha č. 5 včetně poznámky pod čarou č. 1) zní:

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

Postup stanovení výpočtové průměrné ceny dodávky elektřiny pro chráněného zákazníka

Výpočtová průměrná cena dodávky elektřiny cchzexi pro chráněné zákazníky, odebírající elektřinu z napěťové úrovně x, v příslušném roce regulačního období se vypočte podle následujícího vztahu:

cchzexi = cnevei + zoe + coti + cssi + cdxei + cvozki + cdDSxi + ckzotxi + cdUQi + cprdsi + cochzxei

kde

cnevei je individuální nákupní cena elektřiny regionálního distributora v Kč/MWh v roce i regulačního období stanovená rozhodnutím Úřadu,

i je pořadové číslo příslušného roku regulačního období,

zoe je zisk v Kč/MWh stanovený rozhodnutím Úřadu,

coti je celostátně jednotná pevná cena za činnost zúčtování operátora trhu, která se vztahuje ke skutečné hodnotě měsíčního odběru subjektu zúčtování, stanovená Úřadem,

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

cdxei je výpočtová průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny na distribuční napěťové úrovni VVN, VN a NN v příslušném roce regulačního období stanovená rozhodnutím Úřadu podle přílohy č. 4,

cvozki je celostátně jednotná pevná cena příspěvku k ceně distribuce elektřiny na krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a ze zdrojů s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla podle přílohy č. 6,

cdDSxi jsou regionální příspěvky konečných zákazníků na jednotlivých napěťových úrovních distribuční sítě k ceně distribuce elektřiny na decentrální výrobu podle přílohy č. 8,

ckzotxi je regionální pevná cena na jednotlivých napěťových úrovních distribuční sítě na krytí ztrát hrazených operátorovi trhu cenou coti stanovenou Úřadem:

ckzotxi = (PZTdxei • coti + TETRyei • ckzotyi) / RDME2xi

kde technické jednotky PZTdxei a RDME2xi jsou definovány v příloze č. 3,

TETRyei je roční plánované množství elektřiny transformované z vyšší napěťové úrovně y na nejblíže nižší napěťovou úroveň x distribuční soustavy v roce i, kromě napěťové úrovně VVN,

ckzotyi je regionální pevná cena na krytí platby za zúčtování odchylek vztažených ke ztrátám placené operátorovi trhu cenou coti pro napěťovou úroveň nejblíže vyšší než napěťová úroveň x, kromě napěťové úrovně VVN,

cdUQi je regionální pevná cena příspěvku za služby regulace napětí a jalového výkonu zajišťované vybranými výrobci v jednotlivých regionálních distribučních soustavách. Cena je určena z podílu nákladů na regulaci napětí a jalového výkonu, stanovených rozhodnutím Úřadu, a plánovaného množství elektřiny distribuovaného regionálním distributorem v roce i regulačního období (odběr všech konečných zákazníků, bilanční saldo odběru lokálních distributorů, export, odběr PVE v čerpadlovém provozu a odběr výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla),

cprdsi 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,

cochzxei je průměrná cena obchodu s elektřinou pro chráněné zákazníky stanovená vztahem:

cochzxei = PVochzxe0 • Mochzxei • PDchzxei / RMECHZxi

kde

PVochzxe0 je výchozí hodnota povolených výnosů pro zajištění obchodu s elektřinou pro chráněné zákazníky stanovená analyticky Úřadem,

PVochzxe0 = PNochzxe0 + Oochzxe0 + Zochzxe0

kde

PNochzxe0 je výchozí úroveň povolených nákladů, nezbytných k zajištění obchodu s elektřinou pro chráněné zákazníky, stanovená analyticky Úřadem,

Oochzxe0 je výchozí úroveň odpisů hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k zajištění obchodu s elektřinou pro chráněné zákazníky, stanovená analyticky Úřadem,

Zochzxe0 je zisk vypočtený jako součin míry výnosnosti provozních aktiv a hodnoty provozních aktiv,

Mochzxei je eskalační faktor zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců vypočtený podle vztahu:

Mochzxei = (Mi-1 - Xx) • Mochzxei-1

kde

Mi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce cen 7004 za měsíc duben roku i-1, zaokrouhlený na 5 desetinných míst,

pro první rok regulačního období Mochzxei-1 = Mi-2,

Xx je faktor efektivity na napěťové úrovni x, jehož hodnotu stanoví Úřad,

PDchzxei je podíl dodávky chráněným zákazníkům na celkové dodávce elektřiny na příslušné úrovni distribučního napětí, který se stanoví vztahem:

PDchzxei = RMECHZxi / (RMECHZxi + RMEOZxi)

kde

RMECHZxi je plánované množství elektřiny dodané příslušným držitelem licence na distribuční napěťové úrovni VVN, VN a NN chráněným zákazníkům v roce i,

RMEOZxi je plánované množství elektřiny dodané příslušným držitelem licence na distribuční napěťové úrovni VVN, VN a NN v roce i oprávněným zákazníkům včetně bilančního salda elektřiny dodané lokálním distributorům, kteří mají podle zvláštního právního předpisu1) právo na volbu dodavatele elektřiny pro odběr chráněných zákazníků na svém vymezeném území.

1) Zákon č. 458/2000 Sb., o podmínkách podnikání a o výkonu státní správy v energetických odvětvích a o změně některých zákonů (energetický zákon).“.

28. Příloha č. 6 zní:

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

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

Příspěvek k ceně distribuce elektřiny dodané konečným zákazníkům na krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a ze zdrojů s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla cvozki je určen vztahem:

cvozki = ∑j=1,n (VCNvozij + VCNvkij) / RMESi + Kvcni

kde

i je pořadové číslo příslušného roku regulačního období,

j je pořadové číslo držitele licence na distribuci,

n je počet držitelů licence na distribuci,

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

VCNvozij = ∑s=1,t (cmvozis - cneveij) • PMEozijs

kde

t je počet druhů obnovitelných zdrojů,

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

cneveij je individuální nákupní cena elektřiny vj-té distribuční soustavě stanovená analyticky Úřadem pro jednotlivé provozovatele distribučních soustav v roce i regulačního období,

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

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

VCNvkij = (∑s=1,2 (cmvkis - cneveij) • PMEkijs) + cpvki • PMEkij

kde

cmvkis jsou celostátně jednotné minimální výkupní ceny elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů do 5 MWe instalovaného výkonu včetně pro s = 1 a ze zdrojů od 5 do 10 MWe instalovaného výkonu včetně pro s = 2, stanovené Úřadem pro rok i regulačního období,

PMEkijs jsou předpokládaná množství elektřiny vykoupená z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů do 5 MWe instalovaného výkonu včetně pro s = 1 a ze zdrojů od 5 do 10 MWe instalovaného výkonu včetně pro s = 2 u j-tého držitele licence na distribuci v roce i regulačního období,

Cpvki je celostátně jednotná pevná cena, stanovená Úřadem, za každou MWh elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů nad 10 MWe instalovaného výkonu,

PMEkij je předpokládané množství elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů nad 10 MWe instalovaného výkonu j-tého držitele licence na distribuci v roce i regulačního období,

Kvcni je korekční faktor v Kč/MWh příspěvku k ceně distribuce elektřiny dodané konečným zákazníkům pro podporu výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla. Kvcni zohledňuje efekt nevhodně nastaveného příspěvku v předminulém roce regulačního období a započítává jeho výnosový efekt (kladný i záporný) do příspěvku k ceně distribuce elektřiny dodané konečným zákazníkům. Určuje se jako rozdíl mezi předpokládanými vícenáklady spojenými s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla na předminulý rok a skutečně dosaženými vícenáklady v předminulém roce regulačního období; pro počáteční rok prvního regulačního období je Kvcni roven nule,

RMESi je plánované množství elektřiny v roce i regulačního období dodané konečným zákazníkům v České republice včetně exportu ze sítě distributora, odběru PVE v čerpadlovém provozu (připojených k sítím distributorů), salda lokálních držitelů licence na distribuci a včetně odběru výrobců.

Platba pro vyrovnání vícenákladů výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla j-tého regionálního distributora:

PLvozkij = Zvozkij - (VCNvozij + VCNvkij) + Kplkij

kde

Zvozkij jsou předpokládané platby konečných zákazníků regionálnímu distributorovi prostřednictvím příplatku k ceně elektřiny v roce i,

Zvozkij = cvozki • RMESij

RMESij je plánované množství elektřiny v roce i regulačního období dodané konečným zákazníkům regionálního distributora, včetně exportu ze sítě distributora, odběru PVE v čerpadlovém provozu (připojených k síti distributora), salda lokálních držitelů licence na distribuci a odběru výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla,

Kplki zohledňuje efekt nevhodně nastavených plateb pro vyrovnání vícenákladů výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla v předminulém roce regulačního období a započítává jeho výnosový efekt (kladný i záporný) do plateb pro vyrovnání vícenákladů regionálního distributora. Kplki zohledňuje rozdíl mezi plánovanými a skutečně dosaženými vícenáklady na povinný výkup elektřiny z obnovitelných zdrojů a elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla a předpokládanou a skutečnou velikostí plateb konečných zákazníků regionálního distributora prostřednictvím příspěvku na krytí vícenákladů v roce i-2. Pro počáteční rok prvního regulačního období je Kplki roven nule.

Platba PLvozkij se s ohledem na znaménko přičítá k platbě regionálních držitelů licence na distribuci za rezervaci kapacity přenosové sítě spolu s příspěvkem za zprostředkování plateb PLvozki pro provozovatele přenosové soustavy v celkové výši stanovené Úřadem a rozdělené úměrně absolutním hodnotám PLvozkij jednotlivých regionálních držitelů licence na distribuci.“.

29. Příloha č. 7 se zrušuje.

30. Příloha č. 8 zní:

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

Postup stanovení ceny příspěvku pro decentrální zdroje vyvedené do distribučních sítí a postup kompenzace těchto 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 a je hrazen držitelem licence na distribuci příslušnému držiteli licence na výrobu elektřiny.

Cena příspěvků se stanoví pro zdroje vyvedené do jednotlivých napěťových úrovní (VVN, VN a NN) sítí držitelů licence na distribuci podle následujících vztahů:

cdVVNdvi = spepzi • kdvi + KdVVNdvi

cdVNdvi = sdVVNepzi + ∑k=1,n ZTTRVVNeik • NCEDSei / ∑k=1,n RDME2VNik + KdVNdvi

cdNNdvi = sdVNepzi + ∑k=1,n ZTTRVNeik • NCEDSei / ∑k=1,n RDME2NNik + KdNNdvi

kde

i je pořadové číslo příslušného roku regulačního období,

n je počet regionálních distributorů,

spepzi je složka regulované ceny přenosu elektřiny za použití přenosové soustavy v Kč/MWh,

kdvi je koeficient zvýhodnění decentrální výroby na napěťové úrovni VVN za snížení ztrát v distribuční síti; velikost koeficientu stanoví Úřad,

sdWNepzi, sdVNepzi jsou celostátní průměrné kumulativní pevné ceny za použití distribučních sítí VVN a VN vypočtené z průměrných kumulativních pevných cen jednotlivých regionálních distributorů,

ZTTRVVNeik, ZTTRVNeik jsou předpokládané ztráty v transformaci VVN/VN nebo VN/NN k-tého regionálního distributora v roce i regulačního období,

NCEDSei je celostátní průměrná nákupní cena elektřiny pro krytí ztrát v distribučních soustavách vypočtená z průměrných nákupních cen elektřiny pro krytí ztrát v distribučních soustavách stanovených Úřadem pro jednotlivé provozovatele distribučních soustav v roce i,

RDME2VNik, RDME2NNikk jsou plánované toky elektřiny pro rok i na výstupu z distribuční úrovně VN nebo NN k-tého regionálního držitele licence na distribuci. Jsou to odběry konečných zákazníků na dané úrovni napětí, toky do transformace elektřiny do nižších napěťových úrovní z dané 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,

KdVVNdvi, KdVNdvi, KdNNNdvi jsou korekční faktory k ceně příspěvku pro držitele licence na výrobu elektřiny připojené k jednotlivým napěťovým úrovním VVN, VN a NN distribuční sítě příslušného provozovatele zohledňující efekt nevhodně nastavené ceny příspěvku v předminulém roce regulačního období. Pro počáteční rok prvního regulačního období jsou korekční faktory rovny nule.

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

PLdDSxi = cdxdvi • PMEdDSxvi

kde

x je napěťová úroveň VVN, VN nebo NN,

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

Individuální příspěvek cdDSxi k ceně distribuce elektřiny dodané konečným zákazníkům na krytí decentrální výroby pro zdroje vyvedené do napěťové úrovně x distribuční sítě je určen vztahem:

cdDSxi = PLdDSxi / RMESxi + cdDSyi + KdDSxi

kde

RMESxi je plánované množství elektřiny v roce i regulačního období dodané na napěťové úrovni x a na všech nižších napěťových úrovních konečným zákazníkům v České republice včetně exportu ze sítí držitele licence na distribuci, odběru PVE v čerpadlovém provozu (připojených do sítí držitele licence na distribuci), salda lokálních držitelů licence na distribuci a odběru výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla,

cdDSyi je příspěvek k ceně distribuce elektřiny dodané konečným zákazníkům na krytí decentrální výroby na vyšší napěťové úrovni kromě napěťové úrovně VVN,

KdDSxi zohledňuje efekt nevhodně nastavených plateb za decentrální výrobu pro zdroje vyvedené do napěťové úrovně x distribučních sítí pro předminulý rok regulačního období a započítává jeho výnosový efekt (kladný i záporný) do plateb pro vyrovnání plateb regionálního distributora. KdDSxi zohledňuje rozdíl mezi plánovanými a skutečně dosaženými náklady na hrazení příspěvku pro zdroje vyvedené do distribučních sítí a předpokládanou a skutečnou velikostí plateb konečných zákazníků regionálního distributora prostřednictvím příspěvku na krytí decentrální výroby v roce i-2. Pro počáteční rok prvního regulačního období je KdDSxi roven nule.“.

31. Příloha č. 9 zní:

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

Postup stanovení ceny přepravy a uskladňování zemního plynu

Cena přepravy a uskladňování zemního plynu od souběžného držitele licence na přepravu plynu a uskladňování plynuje dána cenou za denní výkon a je stanovena vztahem:

cdvi = spi + ssi + scsi

kde

i je pořadové číslo příslušného roku regulačního období,

spi je průměrná cena za přepravu zemního plynu,

ssi je průměrná cena za uskladňování zemního plynu v zásobnících zemního plynu, které jsou provozovány souběžným držitelem licence na přepravu a licence na uskladňování zemního plynu,

scsi  je cena za uskladňování zemního plynu v zásobnících zemního plynu, které nejsou provozovány souběžným držitelem licence na přepravu a licence na uskladňování zemního plynu,

Cena za přepravu zemního plynu spi v příslušném roce regulačního období se vypočte podle následujícího vzorce:

spi = (PVp0 • Mpsi + NCPpi • PZTpi) / PDVi

kde

PVp0 je výchozí hodnota povolených výnosů stanovená analyticky Úřadem pro první rok regulačního období:

PVp0 = PNp0 + Op0 + Zp0

kde

PNp0 je výchozí úroveň povolených nákladů, nezbytných k zajištění přepravních služeb držitele licence, stanovená analyticky Úřadem pro první rok regulačního období,

Op0 je výchozí úroveň odpisů hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k zajištění přepravních služeb, stanovená Úřadem pro první rok regulačního období,

Zp0 je zisk vypočtený jako součin míry výnosnosti provozních aktiv, jejíž hodnotu určí Úřad, a hodnoty provozních aktiv sloužících k zajištění přepravních služeb pro první rok regulačního období,

Mpsi je eskalační faktor zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců vypočítaný podle vztahu:

Mpsi = (Mi-1 - Xi) • Mpsi-1

kde

pro první rok regulačního období Mpsi-1 = Mi-2,

Mi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce cen 7004 za měsíc duben roku i-1,

Xi je faktor efektivity, jehož hodnotu pro rok i regulačního období stanoví Úřad,

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

PZTpi je povolené množství ztrát v přepravní soustavě určené vztahem:

PZTpi = kzpP • RPMPi

kde

kzpP je povolená míra ztrát v přepravní soustavě vztažená ke vstupujícímu množství energie zemního plynu do přepravní soustavy stanovená Úřadem,

RPMPi je plánované množství energie zemního plynu vstupující do přepravní soustavy v roce i regulačního období,

PDVi je celkový plánovaný denní výkon stanovený pro rok i regulačního období na základě smluv uzavřených provozovatelem přepravní soustavy; pokud nejsou smluvní hodnoty plánovaného denního výkonu předány Úřadu v termínu podle § 10, stanoví je Úřad analyticky.

Cena za uskladňování zemního plynu v zásobnících zemního plynu, které jsou provozovány souběžným držitelem licence na přepravu a licence na uskladňování zemního plynu ssi v příslušném roce regulačního období se vypočte podle následujícího vzorce:

ssi = (PVs0 • Mpsi + NCPsi • PZTsi) / PDVi

kde

i je pořadové číslo roku regulačního období,

PVs0 je výchozí hodnota povolených výnosů stanovená analyticky Úřadem pro první rok regulačního období:

PVs0 = PNs0 + Os0 + Zs0

kde

PNs0 je výchozí úroveň povolených nákladů, nezbytných k zajištění provozování podzemních zásobníků držitele licence, stanovená analyticky Úřadem pro první rok regulačního období,

Ops0 je výchozí úroveň odpisů hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k provozování podzemních zásobníků, stanovená Úřadem pro první rok regulačního období,

Zs0 je zisk vypočtený jako součin míry výnosnosti provozních aktiv, jejíž hodnotu určí Úřad, a hodnoty provozních aktiv nezbytných k zajištění provozování podzemních zásobníků držitele licence, pro první rok regulačního období,

Mpsi je eskalační faktor zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců vypočítaný podle vztahu:

Mpsi = (Mi-1 - Xi)• Mpsi-1

kde

pro první rok regulačního období Mpsi-1 = Mi-2,

Mi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce cen 7004 za měsíc duben roku i-1,

Xi je faktor efektivity, jehož hodnotu pro rok i regulačního období stanoví Úřad,

NCPsi je plánovaná průměrná nákupní cena energie zemního plynu pro krytí ztrát v zásobnících plynu v roce i,

PZTsi je povolené množství ztrát,

PZTsi = kzpS • RPMSi

kde

kzpS je povolená míra ztrát v zásobnících plynu stanovená Úřadem vztažená k ročnímu průměru počátečních měsíčních stavů provozních zásob plynu v roce i-2 vyjádřených v množství energie,

RPMSi je roční průměr počátečních měsíčních stavů provozních zásob plynu v roce i-2 vyjádřených v množství energie.

Cena za uskladňování zemního plynu v zásobnících zemního plynu, které nejsou provozovány souběžným držitelem licence na přepravu a licence na uskladňování zemního plynu, ssci se vypočte podle následujícího vzorce:

scsi = PNsci / PDVi

kde

PNsci jsou plánované náklady na skladování zemního plynu v zásobnících zemního plynu, které nejsou provozovány souběžným držitelem licence na přepravu plynu a uskladňování plynu.

Návrh ceny přepravy a uskladňování zemního plynu v Kč/MWh předkládaný Úřadu je zaokrouhlován na dvě desetinná místa a hodnoty veličin Mpsi, Mi-1 použité při jejím výpočtu podle této přílohy jsou zaokrouhlovány na pět desetinných míst.“.

32. Příloha č. 10 zní:

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

Postup stanovení ceny energie zemního plynu od obchodníka s plynem ostatním účastníkům trhu s plynem připojeným k přepravní soustavě

Cena energie zemního plynu od obchodníka s plynem ostatním účastníkům trhu s plynem přímo připojeným k přepravní soustavě je dána vztahem:

ckij = skij + Kkij

kde

i je pořadové číslo roku regulačního období,

j je pořadové číslo čtvrtletí v příslušném roce regulačního období,

skij je cena energie zemního plynu bez započtení korekčního faktoru v příslušném čtvrtletí příslušného roku regulačního období,

Kkij je korekční faktor ceny energie zemního plynu pro příslušné čtvrtletí příslušného roku regulačního období. Kkij zohledňuje efekt rozdílu mezi skutečnými a plánovanými náklady na nákup zemního plynu v předminulém čtvrtletí a započítává jej při splnění podmínky uvedené v § 10 odst. 5 do ceny energie zemního plynu v příslušném čtvrtletí.

Cena energie zemního plynu skij bez započtení korekčního faktoru Kkij v příslušném čtvrtletí příslušného roku regulačního období se vypočte podle následujícího vzorce:

skij = (nsij + PVzo0 • Mzoi / RMDPi) + ze

kde

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

nsij = (PNCPnpij + PNCZnzij) / (RMDPijp + RMDPijpz)

kde

PNCPnpij jsou plánované náklady na nákup zemního plynu prodaného obchodníkem s plynem v příslušném čtvrtletí příslušného roku regulačního období, bez nákladů na nákup zemního plynu uskladňovaného v podzemních zásobnících,

PNCZnzij jsou plánované náklady na nákup zemního plynu prodaného obchodníkem s plynem ze zásobníku zemního plynu v příslušném čtvrtletí příslušného roku regulačního období bez nákladů na skladování v tomto zásobníku,

RMDPijp je plánované množství energie zemního plynu prodané obchodníkem s plynem v příslušném čtvrtletí příslušného roku regulačního období bez plánovaného množství energie zemního plynu prodaného z podzemních zásobníků,

RMDPijpz je plánované množství energie zemního plynu prodané obchodníkem s plynem z podzemního zásobníku plynu v příslušném čtvrtletí příslušného roku regulačního období,

ze je zisk v Kč/MWh stanovený rozhodnutím Úřadu,

PVzo0 je výchozí hodnota povolených výnosů pro zajištění obchodu se zemním plynem stanovená analyticky Úřadem pro první rok regulačního období:

PVzo0 = PNzo0 + Ozzo0 + Zzo0

kde

PNzo0 je výchozí úroveň povolených nákladů, nezbytných k zajištění obchodu se zemním plynem, stanovená analyticky Úřadem pro první rok regulačního období,

Ozo0 je výchozí úroveň odpisů hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k zajištění obchodu se zemním plynem, stanovená Úřadem pro první rok regulačního období,

Zzo0 je zisk vypočtený jako součin míry výnosnosti provozních aktiv, jejíž hodnotu určí Úřad, a hodnoty provozních aktiv nezbytných k zajištění obchodu se zemním plynem pro první rok regulačního období,

Mzoi je eskalační faktor zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců vypočítaný podle vztahu:

Mzoi = (Mi-1 - Xi) • Mzoi-1

kde

pro první rok regulačního období Mzoi-1 = Mi-2,

Mi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce cen 7004 za měsíc duben roku i-1,

Xi je faktor efektivity, jehož hodnotu pro rok i regulačního období stanoví Úřad,

RMDPi je plánované množství energie zemního plynu prodané obchodníkem s plynem v příslušném roce regulačního období.

Návrh ceny energie zemního plynu v Kč/MWh od obchodníka s plynem ostatním účastníkům trhu s plynem připojeným k přepravní soustavě předkládaný Úřadu je zaokrouhlován na dvě desetinná místa a hodnoty veličin Mzoi, Mi-1 použité při jejím výpočtu podle této přílohy jsou zaokrouhlovány na pět desetinných míst.“.

33. Příloha č. 11 zní:

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

Postup stanovení průměrné ceny zemního plynu dodávaného držitelem licence na distribuci plynu připojeného na přepravní soustavu a průměrné ceny zemního plynu prodávaného obchodníky s plynem účastníkům trhu s plynem připojeným k distribuční soustavě

Průměrná cena zemního plynu od držitele licence na distribuci plynu a průměrná cena zemního plynu od obchodníků s plynem ostatním účastníkům trhu s plynem připojeným k distribuční soustavě jsou stanoveny vztahem:

ckzpij = ckij + cdvki + cdzpi + cdpi

kde

i je pořadové číslo roku regulačního období,

j je pořadové číslo čtvrtletí v příslušném roce regulačního období,

ckij je průměrná cena energie zemního plynu od obchodníka s plynem ostatním účastníkům trhu s plynem přímo připojeným k přepravní soustavě v příslušném čtvrtletí regulačního období,

cdvki je cena přepravy a uskladňování zemního plynu přepočtená na jednotku plánovaného distribuovaného množství energie v roce i regulačního období vypočtená podle vztahu:

cdvki = (cdvi • PDVi) / RDMPi

kde

cdvi je cena přepravy a uskladňování zemního plynu,

PDVi je plánovaný denní výkon stanovený pro rok i regulačního období na základě smluv daného držitele licence na distribuci plynu uzavřených s provozovatelem přepravní soustavy nebo analyticky Úřadem,

RDMPi je plánované prodané množství energie zemního plynu v roce i regulačního období,

cdzpi je průměrná cena dodávky/prodeje zemního plynu v roce i regulačního období vypočtená podle vztahu:

cdzpi = (PVozp0 • kozpi • Mozpi) / RDMPi

kde

PVozp0 je výchozí hodnota povolených výnosů z obchodu se zemním plynem stanovená analyticky Úřadem pro první rok regulačního období,

PVozp0  = PNozp0 + Oozp0 + Zozp0

kde

PNozp0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence pro první rok regulačního období, nezbytných k zajištění obchodu se zemním plynem, stanovená analyticky Úřadem pro první rok regulačního období,

Oozp0 je výchozí úroveň odpisů hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k zajištění obchodu se zemním plynem, stanovená Úřadem pro první rok regulačního období,

Zozp0 je vypočtený jako součin míry výnosnosti provozních aktiv, jejíž hodnotu určí Úřad, a hodnoty provozních aktiv nezbytných k zajištění obchodu se zemním plynem pro první rok regulačního období,

kozpi se vypočítá podle vztahu:

kozpi = PCZozpi / PCZozpi-1 • kozpi-1

kde

pro první rok regulačního období je kozpi = 1,

PCZozpi je plánovaný počet odběrných míst zákazníků, jimž provozovatel distribuční soustavy v roce i zajišťuje dodávku a prodej,

Mozpi je eskalační faktor zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců vypočítaný podle vztahu:

Mozpi = (Mi-1 - Xi) • Mozpi-1

kde

pro první rok regulačního období Mozpi = 1,

Mi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce cen 7004 za měsíc duben roku i-1,

Xi je faktor efektivity, jehož hodnotu pro rok i regulačního období stanoví Úřad,

cdpi je průměrná cena za dopravu jednotkového množství energie zemního plynu distribučním systémem provozovatele distribuční soustavy v příslušném roce regulačního období vypočtená podle vztahu:

cdpi = sdpi + Kdpi

kde

sdpi je průměrná cena za distribuci jednotkového množství energie zemního plynu bez započtení korekčního faktoru v příslušném roce regulačního období,

Kdpi je korekční faktor průměrné ceny za distribuci pro příslušný rok regulačního období. Kdpi zohledňuje efekt nevhodně nastavené ceny za distribuci energie zemního plynu v předminulém roce regulačního období a započítává jeho výnosový efekt (kladný nebo záporný) do průměrné ceny za distribuci energie zemního plynu v příslušném roce regulačního období; k jeho zohlednění dojde jen v případě, že průměrná cena za distribuci jednotkového množství energie zemního plynu, vypočítaná ze skutečného distribuovaného množství energie zemního plynu a ze skutečných výnosů za distribuci energie zemního plynu v předminulém roce regulačního období, přesáhne Úřadem povolený rámec rozptylu od plánované průměrné ceny za distribuci energie zemního plynu pro daný rok.

Průměrná cena za distribuci jednotkového množství energie zemního plynu sdpi  bez započtení korekčního faktoru Kdpi v příslušném roce regulačního období se vypočte podle vztahu:

sdpi  = (PVdp0 • kdpi • Mdpi + NCPdpi • PZTdpi) / RDMPi

kde

PVdp0 je výchozí hodnota povolených výnosů stanovená analyticky Úřadem pro první rok regulačního období:

PVdp0 = PNdp0 + Odp0 + Zdp0

kde

PNdp0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence pro první rok regulačního období, nezbytných k zajištění distribučních služeb, stanovená analyticky Úřadem pro první rok regulačního období,

Odp0 je výchozí úroveň odpisů hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k zajištění distribučních služeb, stanovená Úřadem pro první rok regulačního období,

Zdp0 je zisk vypočtený jako součin míry výnosnosti provozních aktiv, jejíž hodnotu určí Úřad, a hodnoty provozních aktiv pro první rok regulačního období,

kdpi se vypočítá podle vztahu:

kdpi = (PZdpi / PZdpi-1) • kdpi-1

kde

pro první rok regulačního období je kdpi = 1,

PZdpi je plánovaný počet odběrných míst držitele licence na distribuci, jimž poskytuje distribuční služby v roce i,

Mdpi je eskalační faktor zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců vypočítaný podle vztahu:

Mdpi = (Mi-1 - Xi) • Mdpi-1

kde

pro první rok regulačního období Mdpi = 1,

Mi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce cen 7004 za měsíc duben roku i-1,

Xi je faktor efektivity, jehož hodnotu pro rok i regulačního období stanoví Úřad,

NCPdpi je plánovaná nákupní cena energie zemního plynu pro krytí ztrát v distribuční síti k 1. 1. roku i,

PZTdpi je povolené množství ztrát v distribuční síti, určené vztahem:

PZTdpi = (kzpDS / (1 - kzpDS)) • RDMPdpi

kde

kzpDS je povolená míra ztrát v distribuční plynárenské soustavě vztažená ke vstupujícímu množství energie zemního plynu do distribuční soustavy, stanovená Úřadem,

RDMPdpi je plánované distribuované množství energie zemního plynu v roce i regulačního období.

Návrh průměrné ceny zemního plynu v Kč/MWh od držitele licence na distribuci plynu a průměrné ceny zemního plynu v Kč/MWh od obchodníků s plynem ostatním účastníkům trhu s plynem připojeným k distribuční soustavě předkládaný Úřaduje zaokrouhlován na dvě desetinná místa a hodnoty veličin Mozpi, Mdpi, Mi-1, kozpi, kdpi použité při jejím výpočtu podle této přílohy jsou zaokrouhlovány na pět desetinných míst.“.

34. Příloha č. 12 včetně poznámky pod čarou č. 1) zní:

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

Postup stanovení ceny zemního plynu dodávaného držitelem licence na přepravu plynu těm chráněným zákazníkům, kteří jsou přímo připojeni na přepravní soustavu

Cenu zemního plynu dodávaného držitelem licence na přepravu plynu těm chráněným zákazníkům, kteří jsou přímo připojeni na přepravní soustavu, cdchzi v příslušném roce určí příslušný držitel licence podle vztahu:

cdchzi = (PNdchzi + Odchzi + Zdchzi) / PMDPdchzi

kde

i je pořadové číslo roku regulačního období,

PNdchzi je úroveň ekonomicky oprávněných nákladů držitele licence na přepravu plynu, nezbytná k zajištění přepravy, uskladňování a dodávky plynu chráněným zákazníkům přímo připojeným na přepravní soustavu pro rok i regulačního období, stanovená v souladu se zvláštním právním předpisem1),

Odchzi jsou odpisy hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence na přepravu plynu sloužícího k zajištění přepravy, uskladňování a dodávky plynu chráněným zákazníkům přímo připojeným na přepravní soustavu, pro rok i regulačního období,

Zdchzi je přiměřený zisk stanovený v souladu se zvláštním právním předpisem1),

PMDPdchzi je plánované množství energie zemního plynu dodané v roce i regulačního období držitelem licence na přepravu plynu chráněným zákazníkům, kteří jsou přímo připojeni na přepravní soustavu.

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

35. Příloha č. 13 zní:

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

Postup stanovení ceny za uskladňování zemního plynu

Průměrná cena za uskladňování zemního plynu v zásobnících držitele licence na uskladňování zemního plynu cskli se vypočte podle následujícího vzorce:

cskli = (PVs0 • Mpsi + NCPsi • PZTsi) / PDVskli

kde

i je pořadové číslo roku regulačního období,

PVs0 je výchozí hodnota povolených výnosů stanovená analyticky Úřadem pro první rok regulačního období :

PVs0 = PNs0 + Os0 + Zs0

kde

PNs0 je výchozí úroveň povolených nákladů, nezbytných k zajištění provozování podzemních zásobníků držitele licence, stanovená analyticky Úřadem pro první rok regulačního období,

Ops0 je výchozí úroveň odpisů hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k provozování podzemních zásobníků, stanovená Úřadem pro první rok regulačního období,

Zs0 je zisk vypočtený jako součin míry výnosnosti provozních aktiv, jejíž hodnotu určí Úřad, a hodnoty provozních aktiv nezbytných k zajištění provozování podzemních zásobníků držitele licence, pro první rok regulačního období,

PDVskli je celkový plánovaný denní výkon zajišťovaný držitelem licence na uskladňování zemního plynu v roce i regulačního období stanovený pro rok i regulačního období na základě smluv uzavřených provozovatelem přepravní soustavy nebo analyticky Úřadem,

Mpsi je eskalační faktor zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců vypočítaný podle vztahu:

Mpsi = (Mi-1 - Xi) • Mpsi-1

kde

pro první rok regulačního období Mpsi-1 = Mi-2,

Mi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce cen 7004 za měsíc duben roku i-1,

Xi je faktor efektivity, jehož hodnotu pro rok i regulačního období stanoví Úřad,

NCPsi je plánovaná průměrná nákupní cena energie zemního plynu pro krytí ztrát v zásobnících plynu v roce i,

PZTsi je povolené množství ztrát,

PZTsi = kzpS • RPMsi

kde kzpS povolená míra ztrát v zásobnících plynu stanovená Úřadem; je vztažená k ročnímu průměru počátečních měsíčních stavů provozních zásob plynu v roce i-2 vyjádřených v množství energie,

RPMSi je roční průměr počátečních měsíčních stavů provozních zásob plynu v roce i-2 vyjádřených v množství energie.

Návrh ceny za uskladňování zemního plynu v Kč/MWh předkládaný Úřaduje zaokrouhlován na dvě desetinná místa a hodnoty veličin Mpsi, Mi-1 použité při jejím výpočtu podle této přílohy jsou zaokrouhlovány na pět desetinných míst.“.

36. Příloha č. 14 včetně poznámky pod čarou č. 1) zní:

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

Postup stanovení ceny dodávky zemního plynu od výrobce plynu provozovatelům přepravní a distribučních soustav, postup stanovení ceny pro ostatní plyny, postup stanovení ceny plynu dodávaného držitelem licence na distribuci plynu s výjimkou držitele licence na distribuci plynu připojeného na přepravní soustavu

Cenu plynu v příslušném roce stanoví příslušný držitel licence podle vztahu:

Cpi = (PNpi + Opi + Zpi) / PMDpi

kde

i je pořadové číslo roku regulačního období,

PNpi je plánovaná úroveň ekonomicky oprávněných nákladů držitele licence, nezbytných k zajištění výroby plynu, popřípadě k zajištění dodávky ostatních plynů v roce i, stanovená v souladu se zvláštním právním předpisem1),

Opi je plánovaná úroveň odpisů hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence, sloužícího k zajištění výroby plynu, popřípadě k zajištění dodávky ostatních plynů, stanovená Úřadem pro první rok regulačního období,

Zpi je přiměřený zisk stanovený v souladu se zvláštním právním předpisem1),

PMDPi je plánované množství dodaného plynu v roce i regulačního období.

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

37. Příloha č. 15 se zrušuje.

38. Příloha č. 16 zní:

„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],

m je množství spotřebovaného paliva v [t],

v je výhřevnost paliva v [GJ/t],

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

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

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--

39. Příloha č. 17 zní:

„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:

Položka náklad.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/GJ  JNT JNVZ 

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 kotlích 1
energieelektřina z vlastní výrobyβreβrt
elektřina ze sítě 1
opravy údržbapodíl údržby a oprav KJβkjeβkjt
podíl údržby a oprav kotlů 1
servisservis KJβkjeβkjt
odpisyodpisy KJβkjeβkjt
odpisy kotlů 1
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
ired ired 

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 kotelny 1
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
výtopenské 1
energie (vlastní spotřeba elektřiny)z vlastní výrobyβaeβat
odběr ze sítě 1
ekologie, popeloviny, opravy a údržba, odpisyteplárenskéβaeβat
výtopenské 1
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
iad iad 

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 kotelny 1 
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]
W Vvz · (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 kotli 1
spálené v palivových kotlích (ve výtopně) 1
energie (vlast.z vlastní výroby 1
spotř. elektřiny)odběr ze sítě 1
voda technolog.teplárna + výtopna 1

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 údržbateplárna βxe βxt
výtopna 1
ostatní položkyteplárna + výtopna βre βrt

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 kotlích 1
energie (vlast. spotř. elektřiny)z vlastní výrobyβaeβat
odběr ze sítě 1
voda technolog.teplárnaβaeβat
výtopna 1
ekologieteplárnaβxeβxt
výtopna 1

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

Alternativní dělení položky ekologie:

ekologie teplárna + výtopna βre βrt

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
odpisysyvýtopna 1
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]“

Čl. II

Tato vyhláška nabývá účinnosti dnem jejího vyhlášení.

Předseda:

Ing. Brychta, CSc. v. r.

Přesunout nahoru