Vyhláška Energetického regulačního úřadu, 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:
Tato vyhláška stanoví postupy pro regulaci cen v elektroenergetice, plynárenství a teplárenství. Zároveň určuje obsah ekonomických údajů vyžadovaných Energetickým regulačním úřadem (dále jen "Úřad") od držitelů licence pro účely regulace cen licencovaných činností.
(1) Pro účely této vyhlášky se rozumí
a) celkovými ztrátami v distribučních elektroenergetických soustavách - rozdíl mezi množstvím elektrické energie na vstupu do distribuční soustavy a množstvím elektrické energie na výstupu z distribuční soustavy snížený o vlastní spotřebu provozovatele distribuční soustavy,
b) celkovými ztrátami v přepravní soustavě - úbytek objemu zemního plynu vyjádřeného v energetické jednotce, ke kterému dochází netěsnostmi technologických zařízení přepravní soustavy, při opravách a čištění,
c) celkovými ztrátami v distribučních plynárenských soustavách - rozdíl mezi množstvím energie zemního plynu na vstupu do distribuční soustavy a množstvím energie zemního plynu na výstupu z distribuční soustavy snížený o vlastní spotřebu provozovatele distribuční soustavy,
d) celkovými ztrátami v podzemních zásobnících - úbytek objemu zemního plynu vyjádřeného v energetické jednotce, ke kterému dochází průnikem plynu do nadloží, vstřebávání zemního plynu do horniny , vytvářením netěžitelných prostor a netěsnostmi podél sond,
e) celkovými ztrátami v přenosové soustavě - rozdíl mezi množstvím elektrické energie na vstupu do přenosové soustavy a množstvím elektrické energie na výstupu z přenosové soustavy,
f) průmyslovým eskalačním faktorem - faktor zohledňující vývoj cen průmyslových výrobců,
g) faktorem efektivity - Úřadem stanovená hodnota, o níž se upravuje průmyslový eskalační faktor a mzdový eskalační faktor,
h) lokální distribuční soustavou v plynárenství - distribuční soustava, která není přímo připojena k přepravní soustavě nebo má ke konci kalendářního roku počet připojených konečných zákazníků menší než 90 000,
i) mírou výnosnosti - vážené průměrné náklady kapitálu vyjádřené v procentech a stanovené analyticky úřadem,
j) ostatními plyny - plyny podle § 2 odst. 2 písm. b) bodu 12 zákona , kromě zemního plynu,
k) povolenými náklady - náklady bez odpisů nezbytné k zajištění licencované činnosti, jejichž výchozí hodnota je stanovena analyticky Úřadem,
l) povolenou mírou celkových ztrát v přepravní soustavě a v distribučních plynárenských soustavách - procentně vyjádřený podíl celkových ztrát v přepravní, popřípadě distribuční soustavě na množství energie zemního plynu na vstupu do soustavy,
m) povolenou mírou celkových ztrát v přenosové soustavě - procentně vyjádřený podíl celkových ztrát v přenosové soustavě na celkovém množství elektrické energie na vstupu do přenosové soustavy,
n) povolenou mírou celkových ztrát v distribučních elektroenergetických soustavách - procentně vyjádřený podíl celkových ztrát v distribuční soustavě na celkovém množství elektrické energie na vstupu do distribuční soustavy, přičemž míra celkových ztrát je dána součtem povolené míry technických ztrát v distribuční soustavě a povolené míry obchodních ztrát korigované koeficientem snížení obchodních ztrát,
o) regionální distribuční soustavou v plynárenství - distribuční soustava připojená k přepravní soustavě,
p) regulovaným rokem - rok, pro který Úřad v daném kalendářním roce stanovuje ceny,
r) tarifem - Úřadem stanovená cena dodávky elektrické energie nebo cena elektrického výkonu pro různé skupiny chráněných zákazníků a Úřadem stanovené ceny za distribuci na distribuční úrovni nízkého napětí,
s) faktorem souvisejícím s otevíráním trhu - faktor zohledňující změnu stanovených povolených výnosů související s otevíráním trhu stanovený analyticky Úřadem,
t) faktorem odběrných míst - faktor zohledňující změnu počtu odběrných míst,
u) koeficientem faktoru odběrných míst - míra vlivu faktoru odběrných míst stanovená analyticky Úřadem,
v) koeficientem mzdového eskalačního faktoru - míra vlivu mzdového eskalačního faktoru stanovená analyticky Úřadem,
w) koeficientem snížení povolené míry obchodních ztrát - je hodnota, o niž Úřad upravuje povolenou míru obchodních ztrát,
x) korekčním faktorem pro činnost distribuce elektřiny - faktor zohledňující nedodržení Úřadem stanovených povolených výnosů,
y) korekčním faktorem pro činnost dodávky zemního plynu - faktor zohledňující rozdíl mezi skutečnými a plánovanými náklady na nákup zemního plynu,
z) korekčním faktorem pro činnost poskytování systémových služeb - faktor zohledňující skutečné náklady a výnosy za systémové služby.
(2) Pro účely této vyhlášky se dále rozumí
a) korekčním faktorem pro činnost přenosu elektřiny - faktor zohledňující skutečné náklady a výnosy za použití zařízení přenosové soustavy,
b)
korekčním faktorem pro činnost přepravy nebo distribuce zemního plynu
- faktor zohledňující
nedodržení Úřadem stanovených povolených výnosů,
c) mzdovým eskalačním faktorem - faktor zohledňující vývoj indexu průměrné měsíční mzdy v průmyslu,
d) povolenou mírou obchodních ztrát - procentně vyjádřený podíl rozdílu celkových ztrát a technických ztrát v elektroenergetické distribuční soustavě na celkovém množství elektrické energie na vstupu do distribuční soustavy,
e) povolenou mírou technických ztrát - procentně vyjádřený podíl technických ztrát v elektroenergetické distribuční soustavě na celkovém množství elektrické energie na vstupu do distribuční soustavy,
f) povoleným výnosem -výnos z licencované činnosti stanovený jako součet povolených nákladů, odpisů a zisku; u distribuce elektřiny členěný podle napěťových úrovní,
g) proměnnými náklady - náklady na krytí celkových ztrát v přenosové soustavě nebo distribučních soustavách,
h) regulační bází aktiv - hodnota majetku nezbytného k zajištění licencované činnosti; výchozí hodnota regulační báze aktiv je stanovena analyticky Úřadem,
i) ziskem pro činnost dodávky elektřiny a zemního plynu - hodnota stanovená analyticky Úřadem,
j) ziskem pro činnost poskytování systémových služeb - hodnota stanovená analyticky Úřadem,
k) ziskem pro činnost přenosu elektřiny, distribuce elektřiny, přepravy zemního plynu a distribuce zemního plynu - hodnota získaná součinem míry výnosnosti a hodnoty regulační báze aktiv,
l) změnou hodnoty odpisů - meziroční změna odpisů, jejíž hodnotu stanoví analyticky Úřad,
m) změnou hodnoty regulační báze aktiv - meziroční změna regulační báze aktiv, jejíž hodnotu stanoví analyticky Úřad.
(3) Obsah ekonomických údajů vyžadovaných od fyzických či právnických osob podnikajících podle zákona a používaných pro regulaci cen je uveden v § 14 a ve zvláštním právním předpisu.1)
§ 3 Činnosti s regulovanými cenami v elektroenergetice
Od 1. ledna 2005 jsou regulovány ceny těchto činností:
a) výroba elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla v souladu s ustanovením § 32 zákona a výroba elektřiny z obnovitelných zdrojů;
b) výroba elektřiny ze zdrojů nepřipojených do přenosové soustavy;
d) poskytování systémových služeb;
e) distribuce elektřiny oprávněným zákazníkům na distribuční napěťové úrovni
f) činnosti operátora trhu v členění podle zvláštního právního předpisu,2)
g) dodávka elektřiny chráněným zákazníkům na distribuční úrovni nízkého napětí.
§ 4 Způsob regulace v elektroenergetice
(1) Způsoby regulace cen jsou v návaznosti na § 3 stanoveny v souladu se zvláštním právním předpisem 3) .
(2) Ceny činností podle § 3 písm. c) až g) jsou individuální pro jednotlivé držitele licence.
(3) Ceny podle § 3 písm. c) jsou stanoveny postupem uvedeným v příloze č. 1 .
(4) Ceny podle § 3 písm. d) jsou stanoveny postupem uvedeným v příloze č. 2 .
(5) Ceny podle § 3 písm. e) jsou stanoveny postupem uvedeným v přílohách č. 3 a 4 .
(6) Cena za přenos elektřiny a ceny za distribuci elektřiny na distribučních napěťových úrovních velmi vysokého napětí a vysokého napětí se skládají ze dvou složek: ceny za rezervovanou kapacitu zařízení přenosové soustavy nebo distribuční soustavy v Kč/MW a rok nebo měsíc a ceny za použití zařízení přenosové soustavy nebo distribuční soustavy v Kč/MWh.
(7) Cena za distribuci elektřiny na distribuční napěťové úrovni nízkého napětí se skládá ze dvou složek: ceny za rezervovanou kapacitu zařízení distribuční soustavy v Kč vztažené ke jmenovité proudové hodnotě hlavního jističe před elektroměrem a ceny za použití distribuční soustavy v Kč/MWh.
(8) Ceny za distribuci elektřiny jsou kumulativní vzhledem k tomu, že zahrnují také složku související s krytím nákladů za přenos elektřiny a za distribuci elektřiny v sousedních distribučních soustavách na napěťové úrovni velmi vysokého napětí, složku související s krytím části nákladů vyšších napěťových úrovní distribuční soustavy, složku související s příspěvkem pro decentrální výrobu a složku související s příspěvkem za zprostředkování plateb.
(9) Ceny za činnost uvedenou v § 3 písm. g) jsou stanoveny formou tarifů tak, aby byla dodržena průměrná cena příslušné činnosti stanovená Úřadem postupem uvedeným v příloze č. 5 a byl dodržen vztah
&2211(Wp 1 (Wpn x Cpn) &2 ) &2 2
Cch
,
kde
Wpn je váhový podíl tarifu n vyjádřený podílem množství elektřiny
dodané za tarif n a celkového množství dodané el
tř
i
ny,
Cpn je navrhovaná výše t
i
fu n
,
Cchze je průměrná cena dodávky elektřiny pro chráněné zá
(10) Cena na krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a ze zdrojů s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla a postup kompenzace vícenákladů jsou stanoveny postupem uvedeným v příloze č. 6 .
(11) Cena podle § 3 odst. 1 písm. f) je stanovena postupem uvedeným v příloze č. 7.
(12) Cena příspěvku pro decentrální zdroje vyvedené do distribučních sítí a postup kompenzace příspěvků jsou stanoveny postupem uvedeným v příloze č. 8 .
§ 5 Způsob tvorby a změny cen v elektroenergetice
(1) Způsob tvorby ceny elektřiny z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla je v souladu se zvláštním právním předpisem 4) .
(2) Způsob tvorby cen uvedených v § 4 odst. 3 až 5 , 9 a 11 je stanoven na regulační období prostřednictvím regulačního vzorce, jehož forma a parametry stanovované Úřadem podle odstavce 4 zůstávají neměnné po celé regulační období, pokud Úřad nestanoví jinak v případě poskytnutí nesprávných údajů držitelem licence.
(3) Regulační období začíná 1. lednem 2005 a končí 31. prosincem 2009.
(4) Parametry regulačního vzorce, které jsou s výjimkou změny vyplývající z odstavce 2 po celou dobu trvání regulačního období neměnné, jsou stanoveny Úřadem pro držitele licence na přenos elektřiny nejpozději 7 měsíců před začátkem regulačního období, pro držitele licence na distribuci elektřiny a pro operátora trhu nejpozději 5 měsíců před začátkem regulačního období v rozsahu:
a) výchozí hodnota povolených nákladů a výchozí hodnota odpisů příslušných licencovaných činností; u činnosti distribuce elektřiny v členění podle napěťových úrovní distribuce,
b) výchozí hodnota regulační báze aktiv licencovaných činností; u činnosti distribuce v členění podle napěťových úrovní distribuce,
c) roční hodnota faktoru efektivity,
d) povolený rámec rozptylu míry ztrát pro činnost přenosu elektřiny,
e) povolená míra technických ztrát,
f) povolená míra obchodních ztrát,
g) koeficient snížení povolené míry obchodních ztrát,
h) zisk pro činnost poskytování systémových služeb,
i) část příjmů z aukcí, která je využita pro snížení povolených výnosů přenosu elektřiny,
j) koeficient mzdového eskalačního faktoru,
k) výchozí cena za vyhodnocování, zúčtování a vypořádání odchylek operátorem trhu.
(5) Parametry regulačního vzorce, které jsou stanoveny Úřadem pro držitele licence na přenos elektřiny nejpozději 7 měsíců před začátkem každého regulovaného roku a pro držitele licence na distribuci elektřiny nejpozději 5 měsíců před začátkem každého regulovaného roku, jsou stanovovány v rozsahu:
a) míra výnosnosti pro jednotlivé licencované činnosti, přičemž hodnota výnosnosti stanovená s platností pro celé regulační období se v jednotlivých letech upravuje pouze o případné změny sazby daně z příjmů podle zvláštního právního předpisu 5) ,
b) předběžné hodnoty odběru a spotřeby elektřiny pro výpočet cen regulovaného roku,
c) předběžná cena silové elektřiny pro nákup ztrát v přenosové soustavě a v distribučních soustavách,
d) faktor související s otevíráním trhu,
e) korekční faktor pro jednotlivé držitele licence,
f) povolený rámec rozptylu povolených výnosů pro činnost distribuce elektřiny,
g) povolená míra celkových ztrát v přenosové soustavě,
h) změna hodnoty regulační báze aktiv jednotlivých licencovaných činností; u činnosti distribuce v členění podle napěťových úrovní distribuce,
i) změna hodnoty odpisů provozovatele přenosové soustavy.
(6) Provozovatelé lokálních distribučních soustav
a) používají ceny a tarify provozovatele regionální distribuční soustavy, k jehož zařízení jsou připojeni, nebo
b) požádají Úřad o stanovení individuálních povolených výnosů a povolených proměnných nákladů; pro stanovení cen a tarifů se v tomto případě použije postup obdobný s postupem platným pro provozovatele regionální distribuční soustavy, přičemž parametry stanovované Úřadem podle odstavců 4 a 5 jsou platné i pro příslušné provozovatele lokální distribuční soustavy. Úřad může v odůvodněných případech individuálně upravit rozsah nezbytně nutných ekonomických a technických údajů pro stanovení individuální ceny podle specifických vlastností distribučních soustav jednotlivých provozovatelů lokálních distribučních soustav.
(7) Úřad na vyžádání provozovatele lokální distribuční soustavy poskytne předběžně stanovené ceny a tarify provozovatele regionální distribuční soustavy, k jehož zařízení je připojen.
(8) Jednotliví provozovatelé regionálních distribučních soustav předloží Úřadu vždy do 30. dubna kalendářního roku a držitel licence na přenos elektřiny vždy do 15. května kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok údaje o skutečně dosažených výnosech licencované činnosti v posledním účetně ukončeném kalendářním roce, a to včetně podkladů pro jejich ověření, a dále podklady podle § 14 .
(9) Návrh na změnu ceny za rezervovanou kapacitu zařízení přenosové soustavy v Kč/MW a rok, návrh na změnu ceny za použití zařízení přenosové soustavy v Kč/MWh a návrh na změnu cen za systémové služby je držitelem licence na přenos elektřiny předkládán do 30. června kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok.
(10) Ceny podle odstavce 9 jsou Úřadem stanoveny a sděleny do 31. července kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok provozovateli přenosové soustavy a provozovatelům regionálních distribučních soustav včetně ostatních cen potřebných pro výpočet.
(11) Návrhy na změnu kumulativní ceny elektřiny za rezervovanou kapacitu zařízení distribuční soustavy v Kč/MW a rok a kumulativní ceny za použití zařízení distribuční soustavy v Kč/MWh pro úrovně velmi vysokého napětí a vysokého napětí distribuce a dále návrh na změnu tarifů za službu distribuční soustavy na úrovni nízkého napětí pro regulovaný rok, návrh na změnu ceny dodávky elektřiny pro chráněné zákazníky včetně návrhu struktury tarifů pro jednotlivé zákaznické kategorie pro první rok regulačního období, odůvodněné nezbytnými údaji a výpočty, jsou předkládány provozovateli regionálních distribučních soustav Úřadu vždy nejpozději do 31. srpna kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok.
(12) Ceny podle odstavce 11 jsou Úřadem stanoveny a sděleny do 30. září kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok provozovatelům regionálních distribučních soustav, provozovatelům lokálních distribučních soustav podle odstavce 7 na základě jejich žádosti.
(13) Návrhy na změnu kumulativní ceny elektřiny za rezervovanou kapacitu zařízení distribuční soustavy v Kč/MW a rok a kumulativní ceny za použití zařízení distribuční soustavy v Kč/MWh pro úrovně velmi vysokého napětí a vysokého napětí distribuce a dále návrh na změnu tarifů za službu distribuční soustavy na úrovni nízkého napětí pro regulovaný rok, návrh na změnu ceny dodávky elektřiny pro chráněné zákazníky včetně návrhu struktury tarifů pro jednotlivé zákaznické kategorie pro první rok regulačního období, odůvodněné nezbytnými údaji a výpočty, jsou předkládány provozovateli lokálních distribučních soustav podle odstavce 6 písm. b) Úřadu nejpozději do 15. října kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok.
(14) Ceny podle odstavce 13 jsou Úřadem stanoveny a sděleny do 15. listopadu kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok provozovatelům lokálních distribučních soustav.
(15) Návrhy na změnu cen za činnosti operátora trhu pro regulovaný rok, odůvodněné nezbytnými údaji a výpočty, jsou předkládány operátorem trhu Úřadu vždy do 30. června kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok.
(16) Ceny podle odstavce 15 jsou Úřadem stanoveny a sděleny do 31. července kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok operátorovi trhu.
(17) Tarify a ceny uplatňované v rámci licencovaných činností podle § 3 jsou s účinností od 1. ledna příslušného regulovaného roku stanoveny cenovými rozhodnutími Úřadu do 30. listopadu kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok.
§ 6 Ověření výsledků regulace a stanovení korekčních faktorů v elektroenergetice
Korekční faktory v elektroenergetice jsou stanoveny způsobem uvedeným v příloze č. 9 .
Zrušen ke dni23. 11. 2004 novelou č. 575/2004 Sb.
§ 8 Činnosti s regulovanými cenami v plynárenství
(1) Od 1. ledna 2005 jsou regulovány ceny těchto činností:
1. provozovatelem regionální distribuční soustavy,
2. provozovatelem lokální distribuční soustavy.
(2) Do doby úplného otevření trhu s plynem je regulována cena dodávky plynu:
a) příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám,
b) chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k regionální distribuční soustavě,
c) chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě,
d) chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k lokální distribuční soustavě.
(3) Od 1. ledna 2005 jsou regulovány ceny ostatních plynů dodávaných konečným zákazníkům.
§ 9 Způsob regulace v plynárenství
(1) Způsoby regulace cen jsou v návaznosti na § 8 stanoveny zvláštním právním předpisem 3) .
(2) Ceny podle § 8 jsou stanovovány pro jednotlivé držitele licencí.
(3) Ceny podle § 8 odst. 1 písm. a) jsou stanoveny postupem uvedeným v příloze č. 10 .
(4) Ceny podle § 8 odst. 2 písm. a) jsou stanoveny postupem uvedeným v příloze č. 11 .
(5) Ceny podle § 8 odst. 1 písm. b) bodu 1 jsou stanoveny postupem uvedeným v příloze č. 12 .
(6) Ceny podle § 8 odst. 2 písm. b) jsou stanoveny tak, aby byla dodržena průměrná cena příslušné činnosti stanovená Úřadem postupem uvedeným v příloze č. 13 a byl dodržen vztah
&2211 (Wp (W pkzn x C pkzn) &2 ) &22 64
zpi
,
kd
e
Wpkzn je váhový podíl ceny produktu nebo služby n vyjádřený podílem
plánovaného množství energie zemního plynu dodané příslušným držitelem
licence chráněným zákazníkům za cenu produktu nebo služby n a celkového
množství energie zemního plynu dodané příslušným držitelem licence
chráněným zák
ní
kům
,
Cpkzn je navrhovaná cena produktu nebo s
ž
by n,
sdzpij je průměrná cena dodávky jednotkového množství energie zemního
plynu příslušného
žitele
(7) Ceny podle § 8 odst. 2 písm. c) jsou stanoveny postupem uvedeným v příloze č. 14 .
(8) Základní kategorizace chráněných zákazníků ve smyslu § 9 odst. 6 je stanovena zvláštním právním předpisem 6) . Kategorizace chráněných zákazníků nad rámec tohoto zvláštního právního předpisu podléhá schválení Úřadu.
§ 10 Způsob tvorby a změny cen v plynárenství
(1) Způsob tvorby cen uvedených v § 9 odst. 3 až 7 je stanoven na regulační období prostřednictvím regulačního vzorce, jehož forma a parametry stanovované Úřadem podle odstavců 3 a 4 zůstávají neměnné po celé regulační období, pokud Úřad v případě poskytnutí nesprávných údajů držitelem licence nestanoví jinak.
(2) Regulační období začíná 1. lednem 2005 a končí 31. prosincem 2009.
(3) Parametry regulačního vzorce, které jsou s výjimkou změny vyplývající z odstavce 1 po celou dobu trvání regulačního období neměnné, jsou stanoveny Úřadem pro držitele licence na přepravu plynu, pro držitele licence na obchod s plynem dodávajícího plyn příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, nejpozději 5 měsíců před začátkem regulačního období a pro příslušné držitele licence dodávající plyn chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k regionální distribuční soustavě, nejpozději 15. září kalendářního roku předcházejícího začátek regulačního období v rozsahu:
a) výchozí hodnota povolených nákladů a výchozí hodnota odpisů příslušných licencovaných činností,
b) výchozí hodnota regulační báze aktiv příslušných licencovaných činností,
c) roční hodnota faktoru efektivity,
d) povolená míra celkových ztrát v přepravní soustavě,
e) koeficient faktoru odběrných míst,
f) koeficient mzdového eskalačního faktoru,
g) hodnota povolené ztráty, popřípadě zisku podle § 11 ,
h) zisk pro činnost podle § 8 odst. 2 písm. a) .
(4) Parametry regulačního vzorce, které jsou stanoveny Úřadem pro držitele licence na přepravu plynu nejpozději 5 měsíců před začátkem každého regulovaného roku a pro držitele licence na distribuci plynu nejpozději 15. září kalendářního roku předcházejícího každý regulovaný rok, jsou stanovovány v rozsahu:
a) míra výnosnosti pro jednotlivé licencované činnosti, přičemž hodnota výnosnosti stanovená s platností pro celé regulační období se v jednotlivých letech upravuje pouze o případné změny sazby daně z příjmů podle zvláštního předpisu 5) ,
c) korekční faktor pro jednotlivé držitele licence,
d) cena plynu pro krytí ztrát v distribučních soustavách pro jednotlivé držitele licence a nákupní cena pro krytí ztrát v přepravní soustavě,
e) faktor související s otevíráním trhu,
f) povolená míra celkových ztrát v distribučních soustavách připojených na přepravní soustavu, přičemž povolená míra celkových ztrát v distribučních soustavách je pro jednotlivé držitele licence individuální,
g) povolený rámec rozptylu povolených výnosů za činnost podle § 8 odst. 1 písm. b) bodu 1 ,
h) změna hodnoty regulační báze aktiv,
i) změna hodnoty odpisů provozovatele přepravní soustavy,
j) zisk pro činnost podle § 8 odst. 2 písm. b) .
(5) Provozovatelé lokálních distribučních soustav
a) používají pro konečné zákazníky ceny shodné s cenami provozovatele regionální distribuční soustavy, k jehož zařízení jsou připojeni, nebo
b) požádají Úřad o stanovení individuálních povolených výnosů; pro stanovení cen se v tomto případě použije postup obdobný s postupem platným pro provozovatele regionální distribuční soustavy, přičemž parametry stanovované Úřadem podle odstavců 3 a 4 jsou platné i pro příslušné provozovatele lokální distribuční soustavy. Úřad může v odůvodněných případech individuálně upravit rozsah nezbytně nutných ekonomických a technických údajů pro stanovení individuální ceny podle specifických vlastností distribučních soustav jednotlivých provozovatelů lokálních distribučních soustav.
(6) Pro dodávku chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k lokální distribuční soustavě, se používají ceny
a) shodné s cenami dodávky chráněným zákazníkům připojeným ke stejné regionální distribuční soustavě jako daná lokální distribuční soustava, nebo
b) Úřad na základě žádosti příslušného držitele licence stanoví cenu dodávky individuálně, přičemž pro stanovení ceny se použije přiměřeně postup uvedený v příloze č. 13 .
(7) Úřad na vyžádání provozovatele lokální distribuční soustavy poskytne předběžně stanovené ceny a tarify provozovatele regionální distribuční soustavy, k jehož zařízení je připojen.
(8) Změny cen podle § 8 odst. 1 písm. a) a b)bodu 1 jsou v průběhu regulačního období prováděny jednou ročně, a to s účinností od 1. ledna regulovaného roku. Změny spojené se změnou ceny energie lze provádět od 1. dubna, 1. července a 1. října regulovaného roku podle přílohy č. 15 .
(9) Pokud dojde ke změně ceny pro chráněné zákazníky s roční fakturací mimo termín pravidelného odečtu, stanoví se spotřeba plynu procentuálním rozdělením měsíčních odběrů podle zvláštního právního předpisu 6) .
(10) Jednotliví držitelé licencí na přepravu plynu, uskladňování plynu, distribuci plynu, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě, a obchod s plynem předloží Úřadu vždy do 30. dubna kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok podklady podle § 14 .
(11) Držitel licence na přepravu plynu předloží Úřadu do 15. srpna kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok návrh ceny přepravy, odůvodněný nezbytnými údaji a výpočty.
(12) Držitelé licence na obchod dodávající plyn příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, předloží Úřadu do 15. srpna kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok návrh ceny energie zemního plynu a návrh ceny za uskladňování zemního plynu pro chráněného zákazníka.
(13) Ceny podle odstavců 11 a 12 jsou Úřadem stanoveny a sděleny do 15. září kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok držiteli licence na přepravu plynu, držitelům licence na obchod dodávajícím plyn příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám a jednotlivým držitelům licence na distribuci, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě.
(14) Jednotliví držitelé licence na distribuci plynu, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě, předloží Úřadu návrhy cen pro činnost podle § 8 odst. 1 písm. b) bodu 1 v souladu s § 9 odst. 8 do 30. září kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok.
(15) Ceny podle odstavce 14 jsou Úřadem stanoveny a sděleny do 15. října kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok jednotlivým držitelům licence na distribuci plynu, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě, provozovatelům lokálních distribučních soustav podle odstavce 5 .
(16) Úřad je oprávněn provést následné změny stanovené ceny energie zemního plynu v případě zjištěných odchylek od ceny nákupu zemního plynu. Změny ceny sdělí Úřad držiteli licence na přepravu, příslušným držitelům licence dodávajícím plyn chráněným zákazníkům a držitelům licence na distribuci plynu, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě, nejpozději do 30. října kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok.
(17) Návrhy změny ceny energie zemního plynu předkládá držitel licence na obchod s plynem dodávající plyn příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, Úřadu nejméně 2 měsíce před termínem změny ceny energie zemního plynu, s výjimkou změny ceny od 1. ledna regulovaného roku, kdy je návrh ceny předkládán k 15. říjnu, přičemž je uplatňován postup, který umožní současné změny této ceny v celém řetězci dodávek zemního plynu všem zákaznickým kategoriím. Ceny jsou stanoveny cenovými rozhodnutími Úřadu a zveřejněny nejpozději jeden měsíc před termínem změn cen.
(18) Nové ceny produktů a služeb uplatňovaných v rámci licencovaných činností a podléhajících cenové regulaci jsou s účinností od 1. ledna regulovaného roku stanoveny cenovými rozhodnutími Úřadu, a to nejpozději do 30. listopadu kalendářního roku předcházejícího regulovaný rok.
§ 11 Ověření výsledků regulace a stanovení korekčních faktorů v plynárenství
Korekční faktory v plynárenství jsou stanoveny způsobem uvedeným v příloze č. 15 .
§ 12 Činnosti s regulovanými cenami v teplárenství
(1) Od 1. ledna 2002 jsou regulovány ceny:
(2) Cena tepelné energie pro odběratele v místě měření je součtem ceny výroby tepelné energie a ceny rozvodu tepelné energie, nebo pouze cena výroby tepelné energie.
(3) Ceny tepelné energie pro všechny odběratele jsou regulovány formou věcně usměrňovaných cen podle zvláštního právního předpisu3) .
§ 13 Způsob tvorby a změny cen tepelné energie
(1) Výrobce spalující lehké topné oleje zahrnuje do věcně usměrňované ceny tepelné energie cenu paliva bez spotřební daně, pokud má nárok na vrácení spotřební daně podle zvláštního právního předpisu.7)
(2) Vymezení pravidel regulace cen podle § 12 odst. 1 pro příslušný regulovaný rok je stanovováno cenovým rozhodnutím Úřadu.
(3) Ve výjimečných případech, vyžaduje-li to spolehlivost dodávek tepelné energie konečnému spotřebiteli, může Úřad povolit odlišný postup stanovení ceny, než je uvedeno v odstavci 2 , při zachování nediskriminačního přístupu k držitelům licence.
(4) V případech, kdy provozovatel tepelného zdroje umístěného v obytném domě v odůvodněných případech neinstaloval měřidlo spotřeby tepelné energie, zjistí se spotřeba za účtované období podle přílohy č. 16 .
(5) V příloze č. 17 je uveden jeden z možných postupů pro dělení společných nákladů na tepelnou energii a na elektřinu při kombinované výrobě elektřiny a tepla.
§ 14 Obsah ekonomických údajů pro účely cenové regulace
(1) Držitelé licencí a operátor trhu předkládají Úřadu každoročně rozvahu a výkaz zisků a ztrát v plném rozsahu včetně přílohy sestavované podle zvláštního právního předpisu,8) a to vždy za uplynulý kalendářní nebo hospodářský rok.
(2) Držitelé licencí předkládají Úřadu každoročně ekonomické a technické údaje za uplynulý kalendářní nebo hospodářský rok zpracované podle zvláštního právního předpisu,1) a to
a) držitel licence na přenos elektřiny předkládá výkaz provozních aktiv, výkaz nákladů a výnosů, výkaz kontroly hospodářského výsledku, výkaz plánu investičních výdajů a technické výkazy,
b) držitel licence na distribuci elektřiny předkládá výkazy provozních aktiv, výkazy nákladů a výnosů, výkaz kontroly hospodářského výsledku, výkaz plánu investičních výdajů, výkaz výpočtu opravných položek, bilanční a technické výkazy,
c) držitel licence na obchod s elektřinou předkládá výkazy provozních aktiv, výkazy nákladů a výnosů, výkaz kontroly hospodářského výsledku, výkaz plánu investičních výdajů, výkaz výpočtu opravných položek, bilanční a technické výkazy,
d) držitel licence na přepravu plynu, licence na obchod s plynem a licence na uskladňování plynu předkládá výkaz provozních aktiv, výkaz nákladů a výnosů, výkaz kontroly hospodářského výsledku, výkaz plánu investičních výdajů, výkazy skutečných a plánovaných nákladů na nákup zemního plynu rozdělených na jednotlivá čtvrtletí roku, výkaz skutečných a plánovaných nákladů na uskladnění plynu v cizích podzemních zásobnících, bilanční a technické výkazy,
e) držitel licence na uskladňování plynu předkládá výkaz provozních aktiv, výkaz nákladů a výnosů, výkaz kontroly hospodářského výsledku, výkaz plánu investičních výdajů, výkaz skutečné a plánované bilance zemního plynu,
f) držitel licence na distribuci plynu připojený na přepravní soustavu a držitel licence na obchod s plynem předkládá výkazy provozních aktiv, výkazy nákladů a výnosů, výkaz kontroly hospodářského výsledku, výkaz plánu investičních výdajů, výkaz výpočtu opravných položek, výkaz nákladů na nákup zemního plynu, výkaz roční skutečné a plánované bilance distribuce zemního plynu s rozdělením na jednotlivá čtvrtletí a výkaz tarifní statistiky,
g) držitel licence na výrobu tepelné energie a držitel licence na rozvod tepelné energie předkládá výkaz provozních aktiv, výkaz nákladů a výnosů, výkaz kontroly hospodářského výsledku, výkaz plánu investičních výdajů a technický výkaz.
(3) Operátor trhu každoročně vždy do 30. dubna předkládá Úřadu výkazy plánovaných nákladů a výnosů a výkaz plánovaných výdajů na investice strukturovaný do jednotlivých let regulačního období. Výkazy jsou členěny podle činností organizování krátkodobého trhu s elektřinou, vyhodnocování, zúčtování a vypořádání odchylek a pro ostatní činnosti operátora trhu.
§ 14a Postup stanovení ceny při vzniku držitele licence a přeměny stávajících držitelů licence v elektroenergetice a plynárenství
(1) Je-li udělena licence právnické osobě bez právního předchůdce nebo je-li udělena licence fyzické osobě v průběhu daného kalendářního roku a nevykonával-li tento držitel licence licencovanou činnost v předchozím kalendářním roce, použije Úřad při stanovení cen přiměřeně v elektroenergetice ustanovení § 5 a v plynárenství ustanovení § 10 .
(2) Je-li v průběhu daného kalendářního roku udělena licence právnímu nástupci v důsledku splynutí 9) dvou nebo více držitelů licence na stejnou činnost, platí pro takového držitele licence nadále ceny regulovaných činností stanovené pro právní předchůdce držitele licence pro jejich jednotlivá vymezená území, a to do konce daného kalendářního roku. Dojde-li v průběhu daného kalendářního roku ke sloučení 10) dvou nebo více držitelů licence na stejnou činnost, platí pro držitele licence, na kterého přechází jmění zanikajícího nebo zanikajících držitelů licence, nadále ceny regulovaných činností stanovené pro zanikající držitele licence pro jejich jednotlivá vymezená území , a to do konce daného kalendářního roku.
(3) Dojde-li v průběhu daného kalendářního roku k převodu jmění držitele licence na jednoho společníka nebo akcionáře 11) ,který je držitelem licence na stejnou činnost jako zanikající držitel licence nebo o takovou licenci žádá,platí pro něj nadále ceny regulovaných činností zanikajícího držitele licence, a to do konce daného kalendářního roku.Dojde-li v průběhu daného kalendářního roku k rozdělení držitele licence jako právnické osoby 12) , platí pro právního nástupce nebo právní nástupce, pokud jsou držiteli licencí na stejnou činnost jako zanikající držitel licence, nadále ceny regulovaných činností zanikajícího držitele licence, a to do konce daného kalendářního roku.
(4) Dojde-li v průběhu daného kalendářního roku k převodu nebo nájmu podniku či jeho části, který zahrnuje energetické zařízení sloužící výkonu licencované činnosti, platí pro nabyvatele nebo nájemce podniku nebo jeho části do konce daného kalendářního roku ceny regulovaných činností uplatňované převodcem nebo pronajímatelem na vymezeném území, kde je energetické zařízení umístěno.
(5) Pokud k účinkům splynutí nebo sloučení podle odstavce 2 , rozdělení držitele licence či převodu jmění na společníka nebo akcionáře podle odstavce 3 ,nebo k převodu nebo nájmu podniku či jeho části podle odstavce 4 , dojde po 30. listopadu daného kalendářního roku, vychází Úřad při stanovení regulovaných cen pro regulovaný rok z údajů poskytnutých právními předchůdci držitele licence, převodci nebo pronajímateli podniku nebo jeho části, a ceny stanovené pro tyto subjekty a jejich vymezená území pro následující regulovaný rok platí pro jejich právního nástupce, společníka nebo akcionáře, nebo nabyvatele nebo nájemce podniku nebo jeho části na celý regulovaný rok, případně pro jeho část při uplatnění postupu podle § 10 odst. 8 . Stejně se postupuje i tehdy, pokud by právní účinky procesu sloučení, splynutí, rozdělení, převodu jmění na jednoho společníka nebo akcionáře nebo převodu nebo nájmu podniku či jeho části podle tohoto odstavce, zahájené v průběhu daného kalendářního roku, nastaly až k prvnímu dni regulovaného roku.
Tato vyhláška nabývá účinnosti dnem 1. ledna 2002.
Předseda:
Ing. Brychta, CSc. v. r.
Příloha č. 1 Postup stanovení cen za přenos elektřiny
Jednotková cena za roční rezervovanou kapacitu přenosové soustavy cperci je stanovena vztahem
PVpei - PAPP
Cperci = --------------------------
&2211
221
1
k=1
nRRK(PS-VVN
ki
de
i je pořadové číslo regulovaného r
u,
P
Vpei je hodnota povolených výnosů za činnost přenosu elektřiny pro regulovaný
rok a je stanovena vzt
em P Vpei = P Npei + Opei +
ei
de
P
Npei jsou povolené náklady za činnost přenosu elektřiny pro regulovaný
rok vypočítané podle vz
hu
(pMI
x MI
t-1 + (1
-
pMI)
Ni
P
Npei
= P
Npe0 x (1-
X
p
e) i x&
i x
&220F
t=ll+i-1 ------------------------------------------------
0
kd
e
PNpe0 je výchozí hodnota povolených nákladů držitele
cence,
Xpe je faktor efektivity
enosu,
l je letopočet roku předcházejícího prvnímu regulovanému roku
regulačního
b
do
bí,
pMI je koeficient mzdového eskalačního
kt
oru
,
MIt-1 je mzdový eskalační faktor stanovený na základě indexu průměrné
měsíční mzdy v průmyslu celkem vykázaného Českým statistickým úřadem
v tabulce 3106 01-02-02 za 1. - 4. čtvrtletí r
u
t-1,
Nt je průmyslový eskalační faktor stanovený na základě podílu klouzavých
průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních
12 měsíců a předchozích 12 měsíců vykázaného Českým statistickým
úřadem v tabulce indexů cen průmyslových výrobců 7004 za měsíc duben
roku t; pokud však hodnota takto zjištěného podílu klouzavých průměrů
bude menší než 100, bude pro účely výpočtu použita hodn
a
10
0,
Opei jsou odpisy dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele
licence, sloužícího k zajištění přenosových služeb, vypočítané podl
vztahu
L+i-2
Opei
= Ope0 + &
+
211 ZHOpet
t=
l
kde
Opeo je výchozí hodnota odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného
majetku držitele licence, sloužících k zajištění přenoso
ch služeb,
ZHOpei je roční změna hodnoty odpisů dlouhodobého hmotného
a nehmotného majetku v roce t; pro první regulovaný rok regulačního
o
bdo
bí je
H
Ope
1 = 0,
Zpei je zisk vypočtený jako součin míry výnosnosti a hodnoty regulační
báze aktiv držitele licence na přenos
d le vztahu Z pei = RA
ei
MYp
ei
kde
RABpei je hodnota regulační báze aktiv držitele licence na přenos
pro regulovaný rok vypočítaná
dle vztahu
+i-
2
RAB
pei = RABpe0
Bpe
+ &2211 ZHApet
t=1
kde
RABpe0 je výchozí hodnota regulační báze aktiv d
ite
le
licence,
ZHApet je roční změna hodnoty regulační báze provozních aktiv
držitele licence v roce t; pro první regulovaný rok regulační
ho
obdob
je
ZHA
pet = 0,
MVpei je míra výn
nosti přenosu,
PAPP je část příjmů z aukcí na přeshraničních profilech
přenosové sítě ČR, jejíž hodnotu stanoví Úřad na celé r
ula
ční období,
RRK(PS-VVN) ki je roční rezervovaná kapacita přenosové soustavy odběratele
k. Kapacita zařízení přenosové soustavy je rezervována pro přímého
odběratele z přenosové soustavy (bez exportu, bez tranzitu, bez odběru
PVE ze sítě PPS v čerpadlovém provozu a bez odběru výrobců 1. a 2. kategorie, kromě samovýrobců, pro krytí spotřeby v
areálu výrobny) a pro držitele licence na distribuci elektřiny připojené
k přenosové soustavě, v regulovaném roce. Rezervovaná kapacita je
pro držitele licence na distribuci, kteří jsou připojeni k přenosové
soustavě, určena průměrem bilančních sald hodinových maxim 4 zimních
měsíců (listopad až únor) za poslední tři zimní období před regulovaným
rokem na rozhraní sítě PPS s PDS. Pro přímý odběr z přenosové soustavy
je rezervovaná kapacita určena průměrem hodinových maxim odběru
za 4 zimní měsíce (listopad až únor) v posledním zimním období před
regulovaným rokem ve sm
u ze sítě PPS,
jednotková cena za použití přen
osové
soustavy Cpepzi je s
novena vztahem
pi-2
pi-
1
PRNpei + Kpei-2 x ---- x ---
100
100
cpepzi = -----------
--------------
RPM
E2i
kde
PRNpei jsou proměnné náklady za činnost přenosu elektřiny bez
započtení korekčního faktoru vypočítané v regulovaném r
e p odle vzta hu PRNpe i =
CEp
x
PZT
pei
kde
NCEpei je průměrná nákupní cena elektřiny pro krytí ztrát v
přenosové soustavě stanovená Úřadem pro
egu
lova
ný rok,
PZTpei je povolené množství ztrát v přenosové soustavě urč
é podle vzta
hu
kzPS
PZTpei = ---
---
--- x RPMEzti
0
0 -
kzps
kde
kzps je povolená míra ztrát v přenosové soustavě vztažená
ke vstupujícímu toku elektřiny do přenosové soustavy bez systémového
tranzitu s
nove
ná
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 r
u
lovan
ém roce,
Kpei-2 je korekční faktor pro činnost přenosu elektřiny pro
regulovaný rok vypočtený pod
příl
ohy č. 9,
Pi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských
cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný
Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101
za měsíc
u
ben
roku i-1,
pi-2 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských
cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný
Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101
za měsíc
uben
r
oku i-2,
RPME2i je plánované přenesené množství elektřiny v regulovaném
roce (odběr elektřiny z přenosové soustavy), na který se vztahuje
cena za použití přenosové soustavy, které se skládá z přímého odběru
z přenosové soustavy (bez tranzitu, bez exportu) a odběru PVE v čerpadlovém
provozu a odběru výrobců, včetně jejich odběru na výrobu elektřiny
nebo na výrobu elektřiny a tepla a z bilančního salda transformace
do nižších distribučních úrovní napětí v r
ulovaném roce.
R
oční platba
RPRK(PS-VVN) ki za rezervaci kapacity přenosové sítě odběratele k se
vypoč
á po dle vztahu RPR K(PS- VVN) k i = cperci
RRK(PS-VVN) ki Jako informativní se určí výpočtová průměrná jednosložková cena za přenos elektřiny v Kč/MWh včetně korekčního fakt
u podle vz
tah
u
PVpei - PAPP
cpei = -
-----
----- + cpepzi
PME1i
kde
RPME1i je plánované přenesené množství elektřiny (odběr elektřiny
z přenosové soustavy), které se skládá z přímého odběru z přenosové
soustavy (bez exportu, bez odběru PVE v čerpadlovém provozu, bez
tranzitu a bez odběru výrobců 1. a 2. kategorie, kromě samovýrobců, pro krytí spotřeby v
areálu výrobny) a z bilančního salda transformace do nižších distribučních
úrovní napětí v r
Příloha č. 2 Postup stanovení regulované ceny za systémové služby
Regulovaná cena za systémové služby je stanovena vztahem
P
i-2
p
i-1
K
ss-2
x --- x ---
100 100
c
ssi
= s
ssi
+ ------------------
k
ki
x RMESS1
i
kde
i je pořadové číslo regulovaného roku,
s
ssi
je regulovaná cena za systémové služby bez započtení korekčního faktoru
za systémové služby v regulovaném roce vypočítaná podle vztahu
PNC
psi
+ PN
ospsi
, + O
opsi
+ Z
ss
- PNC
sapsi
s
ssi
= -----------------------------------
k
ki
x RMESS1
i
kde
PNC
psi
jsou celkové náklady na nákup podpůrných služeb v regulovaném roce stanovené
analyticky Úřadem,
Z
ss
je zisk za organizování trhu s podpůrnými službami stanovený rozhodnutím
Úřadu,
PN
ospsi
jsou povolené náklady držitele licence vypočítané podle vztahu
p
MI
x MI
t-1
+ (1-P
MI
) x N
t
)
PN
ospi
= PN
osps0
x(1-X
osps
)ix&220F
220
Ft=ll
+i-1------------------------------
--
00
de
PNo
sps0 je výchozí hodnota povolených nákladů držitele licence nezbytných
k zajištění obchodu se systémovými a podpůrnými služb
i
,
X
osps je faktor efektiv
y
,
l je letopočet roku předcházejícího prvnímu regulovanému roku regulačního
obd
í
,
PMI je koeficient mzdového eskalačního fakt
u,
M
it-l je mzdový eskalační- faktor stanovený na základě indexu průměrné
měsíční mzdy v průmyslu celkem vykázaného Českým statistickým úřadem
v tabulce 3106 01-02-02 za 1. - 4. čtvrtletí roku
1
,
Nt je průmyslový eskalační faktor stanovený na základě podílu klouzavých
průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních
12 měsíců a předchozích 12 měsíců vykázaného Českým statistickým úřadem
v tabulce indexů cen průmyslových výrobců 7004 za měsíc duben roku
t; pokud však hodnota takto zjištěného podílu klouzavých průměrů bude
menší než 100, bude pro účely výpočtu použita hodnota
0,
l
+i
Oo
spsi
= Oo
sps0 + &221
&2211
Oaspst
t=
kde
Oosps0 je výchozí hodnota odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného
majetku držitele licence, sloužícího k zajištění obchodu se systémovými
a podpůrnými s
žba
mi,
ZHOospst je roční změna hodnoty odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného
majetku v roce t; pro první regulovaný rok regulačního období je
ZHOos
r =
0,
PNCsapsi je plánovaný objem nákladů na podpůrné služby hrazený za lokální
spotřebu v regulovan
ro
ce,
PNCs
apsi
= ssas
si
PME
i
kde
ssassi je pevná regulovaná cena za systémové služby pro lokální
sp
otřebu2) výrobců 1. a 2. kategorie stanovená Úřadem pro regulov
ý r
ok,
PMEsai je velikost plánované vykázané lokální
sp
otřeby2) v regulovaném roce stanovená
ř
ad
em,
kki je koeficient korekce spotřeby podle očekávaného vývoje spotřeby
v regulovaném roce, jehož hodnotu stano
Úřad,
RMESSli je plánované vykázané množství elektřiny dodané konečným zákazníkům
v České republice v regulovaném roce bez lokální spotřeby podle
zvláštního právního
př
edpisu2) a bez spotřeby v ostrovních pr
o
zech,
Kssi-2 je korekční faktor za systémové služby pro regulovaný rok vypočtený
podle přílo
č. 9,
je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských
cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým
statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc
duben r
u i-1 , pi-2 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc duben r
Příloha č. 3 Postup stanovení cen za distribuci elektřiny
Pro účely regulace cen distribuce elektřiny je distribuční systém rozčleněn na následující části:
distribuční síť VVN,
distribuční síť VN spolu s transformací VVN / VN,
distribuční síť NN spolu s transformací VN / NN.
Jednotková cena za roční rezervovanou kapacitu na napěťových úrovních
VVN a VN distribuční soustavy sdxerci je stanovena vztahem
P
i-1
p
i-2
PV
Udxei
x k
pvxi
+ PV
Ud(x+1)eix
(1-kpv(x+1)i)+K
dei-2x
---- x ----
100 100
S
dxerci
= --------------------------------------------------------
RK
KZxei
+ TM
TRxi
kde
i je pořadové číslo regulovaného roku,
PV
Udxei
je hodnota povolených výnosů za činnost distribuce elektřiny pro příslušnou
x-tou distribuční úroveň napětí (VVN, VN nebo NN) po zahrnutí
faktoru souvisejícího s otevíráním trhu stanovena vztahem
PV Udxei = PV dxei , + U dzei
kde
PV
dxei
je hodnota povolených výnosů za činnost distribuce elektřiny pro příslušnou
x-tou distribuční úroveň napětí (VVN, VN nebo NN) stanovena vztahem
PV dxei = PN dxe i, + O dxei + Z dxei
kde
PN
dxei
jsou povolené náklady držitele licence pro regulovaný rok, nezbytné
k zajištění distribučních služeb na příslušné napěťové úrovni distribuce,
vypočítané podle vztahu
N
t
O
dxei
= O
dxe0
x &220F
220
Ft=ll
+i-1
--
00
de
PN
dxe0 je výchozí hodnota povolených nákladů držitele licence, nezbytných
k zajištění distribučních služeb na příslušné distribuční napěťové
úro
i
,
Xde je faktor efektivity činnosti distribuce elektř
y
,
l je letopočet roku předcházejícího prvnímu regulovanému roku regulačního
obd
í
,
PMi je koeficient mzdového eskalačního fakt
u,
MI
t-1 je mzdový eskalační faktor stanovený na základě indexu průměrné měsíční
mzdy v průmyslu celkem vykázaného Českým statistickým úřadem v
tabulce 3106 01-02-02 za 1. - 4. čtvrtletí roku
1
,
Nt je průmyslový eskalační faktor stanovený na základě podílu klouzavých
průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních
12 měsíců a předchozích 12 měsíců vykázaného Českým statistickým úřadem
v tabulce indexů cen průmyslových výrobců 7004 za měsíc duben roku
t; pokud však hodnota takto zjištěného podílu klouzavých průměrů bude
menší než 100, bude pro účely výpočtu použita hodnota
0
,
O
dxei jsou odpisy dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence,
sloužícího k zajištění distribučních služeb na příslušné distribuční
napěťové úrovni, vypočítané podle vz
hu
N
t
Odxei = Odxe0 x &
x
&220F
t=ll+
1 ----
0
kd
e
Odxe0 je výchozí hodnota odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného
majetku příslušné části distribučního systému (úrovně napětí) držitele
licence, sloužícího k zajištění distribučních služeb na příslušné distribuční
napěťové
r
ovni
,
Zdxei je zisk vypočtený jako součin míry výnosnosti a hodnoty regulační
báze aktiv příslušné distribuční úrovně napětí držitele
i cence Zdx ei = RABd xei
MV
i
kde
RABdxei je hodnota regulační báze aktiv držitele licence příslušné distribuční
úrovně napětí pro regulovaný rok vypočítaná podl
vztahu
t+i
RABdx
ei =
RABdxe0 + &
+ &
11 ZHAdxet
l
kde
RABdxe0 je výchozí hodnota regulační báze aktiv příslušné části distribučního
systému (úrovně napětí) držitele licence, sloužící k zajištění
distribučních služeb na příslušné distribuční napě
vé
úrov
ni,
ZHAdxet je změna hodnoty regulační báze aktiv příslušné části distribučního
systému (úrovně napětí) držitele licen
v
ro
ce t;
MVdei je míra výnosnosti
i
stri
buce,
Udxei je faktor související s otev
á
ním
trhu,
kpvxi je koeficient korekce povolených výnosů x-té distribuční
napěťové úrovně analyticky stanovený Úřadem za účelem stabilizace cen
v regulačním období, přičemž pro distribuční napěťovou úroveň NN je
ve
n jedné,
PVUd(x+1)ei je hodnota povolených výnosů, za činnost distribuce elektřiny
pro distribuční napěťovou úroveň o jednu vyšší než je x-tá distribuční
úroveň napětí, kromě distribuční napěťové úrovně VVN, po zahrnutí
faktoru souvisejícího s otev
á
ním trhu,
kpv(x+i)i je koeficient korekce povolených výnosů o jednu distribuční
napěťovou úroveň vyšší než je x-tá distribuční napěťová úroveň distribuční
soustavy, kromě distribuční napěťové
r
ovně VV
N,
Kdxei-2 je korekční faktor pro činnost distribuce elektřiny pro regulovaný
rok přiřazený k x -té distribuční napěťové úrovni vypočtený
podle p
l
ohy
č. 9,
pi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských
cf za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým
statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za
měsíc dub
rok
u i-1,
pi-2 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských
cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým
statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za
měsíc dub
r
oku i
-2,
RKKzei je plánovaná roční rezervovaná kapacita v MW konečných zákazníků
(bez exportu, bez odběru PVE v čerpadlovém provozu, bez tranzitu
a bez odběru výrobců 1. a 2. kategorie, kromě samovýrobců, pro krytí spotřeby v areálu
výrobny) v regulovaném roce pro distribuční napěťovou úroveň
N
nebo
VN,
TMTRxi jsou technická maxima v MW transformace z napěťové úrovně
VVN a VN distribuční soustavy na nižší distribuční napěťovou úroveň
v regulovaném roce, která se stanoví
dle vztahů
R
KKZVNei
T
ETRVVN
ei
TMTRVVNi=-------
----------
RMEKZVNei
R
KKZVNe
x
TETRV
Nei
TMTRVNi = ------
----------
ME
KZVNei
T
ETRVVN
ei, TETRVNei jsou roční plánovaná množství elektřiny transformovaná z
napěťové úrovně VVN a VN na nižší distribuční napěťovou úroveň distribuční
soustavy v regul
ané
m roce,
RME
KZVVNe
i, RMEKZVNei jsou roční plánovaná množství elektřiny odebíraná konečnými
zákazníky na napěťové úrovni VVN a VN distribuční soustavy v regul
aném roce.
Jednotková cena za použití sítě distribuční napěťové úrovně
sdxepzi je stano
na vztahem
PRNdxei
Sdxepzi
----------
ME2
xi
kde
PRNdxei proměnné náklady na distribuci elektřiny pro příslušnou x-tou
distribuční úroveň napětí (VVN, VN nebo NN) bez započtení korekčního
faktoru za činnost distribuce v regulovaném roce jsou stano
ny vzta hem P RNd xei = NCEd
x
Tdx
ei
kde
NCEdei je průměrná nákupní cena elektřiny pro krytí ztrát v
istribuční
soustavě stanovená Úřadem pro jednotlivé provozovatele d
tribučních
soustav v regul
ané
m ro
ce,
PZTdxei je povolené množství ztrát v napěťové úrovni x distribuční
sítě určené
dle vzt ahu PZ Tdxei = k
i x
Z
Tde
i
kde
kzxi je koeficient podílu ztrát x-té napěťové úrovně distribuční
soustavy na celkových ztrátách PZTdd v regulovaném roce stanovený
analyticky Úřa
m, při
př
ičemž
22
kzx
=
1 ,
x
kde
kzdei je povolená míra celkových ztrát v distribuční soustavě
v regulovaném roce vztažená ke vstupujícímu toku elektřiny do této
distribuční sousta
v procentech,
(
1-ks
ode
)i
kzd
ei
= ktde + kode
-------------
100
ktde je povolená míra technických ztrát v distribuční soustavě
v regulovaném roce vztažená ke vstupujícímu toku elektřiny do této
distribuční soustavy, stanovená analyticky Úřadem v procentech, výše
technických ztrát v distribuční soustavě v regulovaném roce je stanovena
provozovatelem distribuční soustavy v souladu se zvláštním p
ráv
n
pře
dpisem13),
kode je povolená míra obchodních ztrát v distribuční soustavě
v regulovaném roce vztažená ke vstupujícímu toku elektřiny do této
distribuční soustavy, stanovená analyticky Úřad
v pr
ocentech,
ksode je koeficient snížení povolené míry obchodních ztrát
v distribuční soustavě v regulovaném roce, stanovený analyticky Úřad
v p
roce
ntech,
RDMEpzdi je plánované množství elektřiny na vstupu do distribuční
soustavy držitele licence na distribuci v regulovaném roce (dodávka
ze zdrojů připojených k distribuční soustavě, dodávka z přenosové
soustavy a dodávka ze sousedních distribučních soustav včetně dovoz
ze za
hr
aničí),
RDME2xi je plánované množství elektřiny distribuované x-tou napěťovou
úrovní distribučního systému držitele licence v regulovaném
roce. Jsou to odběry elektřiny z příslušné části distribučního systému,
které se skládají z odběrů všech konečných zákazníků z dané distribuční
napěťové úrovně (včetně odběru lokálních distributorů), z exportu,
odběru PVE v čerpadlovém provozu a z odběrů výrobců včetně jejich
odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla, odběru
samovýrobců do areálu výrobny a elektřiny transformované na nižší distribuční
úroveň na
tí (kromě NN).
Jednotková cena za měsíční rezervovanou kapacitu na napěťových
úrovních VVN a VN distrib
uční s
oustavy smdxerci včetně korekčního faktoru za distribuci elektřiny se
stanoví podle násl
ujícího vztahu
Sd
xerci
x kzni
Smdxerci = ----
--------------
12
kde
knri je koeficient znevýhodnění roční rezervované kapacity
na napěťových úrovních VVN a VN distribuční soustavy v regulovaném roce
urč
ý podle vztahu
k
pri
kzni = k
i + ----------
100
kde
knri je koeficient nerovnoměrnosti ročního technického maxima
zatížení vztaženého k součtu měsíčních technických maxim zatížení
odběrů konečných zákazníků na napěťových úrovních VVN a VN distribuční
soustavy v regulovaném roce, stanovený analyticky Úřadem v poměr
c
h je
dnotkách,
kpri je procentní přirážka ke koeficientu nerovnoměrnosti v
regulovaném roce, analyticky s
novená Úřadem.
Jako informativní se určí výpočtová průměrná jednosložková
cena distri
buce
elektřiny sdxei v Kč/MWh pro samostatné distribuční napěťové úrovně včetně
korekčního faktoru za distribuci elektřiny. Pro napěťovou úroveň
NN distribuční soustavy je použita ke stanovení dvousložkových tarifů
za distribuci pro konečné zákazníky. Výpočtová průměrná jednosložková
cena distri
buce
elektřiny sdxei se stan
í podle vztahu
i-2
pi-1
PVUdxei x k
pvxi+
PVUd(x+1
)ei
x(1-kpv(
x+1)i)+Kdxei
x ---- x -----
1
00 100
sdxei = ---------------------------------------
------
---- + sdxepzi
RDME
1x
i
kde
RDME1xi je plánované množství elektřiny distribuované x-tou napěťovou
úrovní distribučního systému držitele licence na distribuci
v regulovaném roce konečným zákazníkům a tok transformací elektřiny do
nižších distribučních úrovní napětí (kromě NN) bez exportu, odběru
PVE v čerpadlovém provozu a bez odběru výrobců 1. a 2. kategorie, kromě samovýrobců, pro krytí spotřeby v
Příloha č. 4 Postup stanovení kumulativní ceny za distribuci elektřiny
Kumulativní dvousložková cena za distribuci se rozděluje na část za rezervaci
kapacity a na část za použití příslušné napěťové úrovně distribuční
sítě.
Regulované průměrné ceny jednotkového množství elektřiny za rezervaci
kapacity a za použití sítě na distribuční napěťové úrovni velmi vysokého
napětí jsou stanoveny vztahy
RRK
(PS-VVN)ei
+ &2211 RRK
RRK(VVNk-VV
ei
K
,
n
cdVVN
er
ci=sdVVN
er
ci+cp
erci x -----------------------------
--
RKKZV
VNei
+ TMTRV
ei
TE(PS-VV
N)ei + &22
&2211TE(VVN
VVN)ei
K=l,n
c
dVVN
epzi
= cpepzi x -------------------------------
------
R
E2VVNi Regulované průměrné ceny jednotkového množství elektřiny za rezervaci kapacity a za použití sítě na distribuční napěťové úrovni vysokého napětí jsou stanoven
vztahy
T
R
VVNei
cdVN
erci =
sdVN
erci + c
dVVNerci x-----
------
RKKZV
Nei +
TRVNei
T
R
VVNei
cdVN
epzi =
sdVN
epzi + c
dVVNepzi x ---
-----
ME2NNi Regulovaná průměrná cena jednotkového množství elektřiny za použití sítě na distribuční napěťové úrovni nízkého napětí je stanovena
ztahem
T
RVNei
cdNN
epzi =
sdNN
epzi +
cdVNepzi x
------
ME2NNi
Na distribuční napěťové úrovni nízkého napětí je vypočtena kumulativní
jednosložková průměrná cena za distribuci jednotkového množství
elektřiny, která slouží ke stanovení dvousložkových tarifů za distribuci
na napěťové úrovni NN pro konečné zákazníky. První složka tarifu
je odvozena od plánované roční rezervované kapacity v A hlavního
jističe před elektroměrem (technické maximum) konečných zákazníků v regulovaném
roce, druhá složka tarifu, která zahrnuje i kumulativní cenu
cdNNepzi za použití sítě na distribuční napěťové úrovni NN, je vztažena
k odebranému množství elektřiny v kWh v regulovaném roce, přičemž
může být rozdělena na cenu vysokého a nízkého tarifu. Cena vysokého
tarifu platí v době blokování elektrického zařízení odb
atele.
Kumulativní jednosložková průměrná cena za distribuci jednotkového
množství elektřiny na distribuční napěťové úrovni velmi vysokého
napětí je stanovena
ztahem
P
l
Pi-2
P
VU
dVVNei
xk
pvVVNi+K
dVVNei-2x-
--x--
-+cpe
rcix(RRK(PS
-VVN)ei+
)ei+&2211RRK(
VV
Nk-VVN)e
i)-
cdVVNerc
RKKZVVNei
k
=l,n
CdVVNei = ------------------------------------------------------------------------------------------
----------
TETRVVNei
Kumulativní jednosložková průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny na distribuční napěťové úrovni vysokého napětí je stano
na vztahem
P
1
pi
-2
PVU
d
VNeixkpvV
Ni+KdVNei-
2x---x
--
-+(cdVVN
ei-c
dVVNepz
i)
xTETRVV
Nei
-cdVNe
i
xRKKZVNei
cdVNei = ---------------------------------------------------------------------------------
-
-------
+ cdVNepzu
TETRVNei Kumulativní jednosložková průměrná cena za distribuci jednotkového množství elektřiny na distribuční napěťové úrovni nízkého napětí je stano
na vztahem
T
ETRVNe
TETR
VN
ei
c
dNN
ei=sd
NN
ei+(cdV
Nei-cdVNep
zi)x---
-- +cdVNe
i x ------
RDME1NNi
R
E2NNi
kde
i je pořadové číslo regulo
n
ého roku
,
sdVVNe
rci,sdvNerci jsou složky ceny distribuce elektřiny za roční rezervovanou
kapacitu napěťové úrovně VVN a VN distribuční soustavy v Kč/MW a rok
v regul
a
ném roce
,
sdVVNep
zi,sdVNepzi jsou složky ceny distribuce elektřiny za použití napěťové
úrovně VVN a VN distribuční soustavy v Kč/MWh v regul
a
ném r
oce
,
sd
VNei, sdNNei jsou ceny za distribuci elektřiny na úrovni VN a NN stanovené
podle p
l
ohy č
. 3,
cperci je složka regulované ceny přenosu elektřiny za roční rezervovanou
kapacitu přenosové soustavy v Kč/MW a rok stanovená podle p
l
ohy č
. 1,
cperci je složka regulované ceny přenosu elektřiny za použití přenosové
soustavy v Kč/MWh stanovená podle p
l
ohy č. 1
,
PVUdVVNei je hodnota povolených výnosů držitele licence v regulovaném
roce pro distribuční úroveň napětí VVN stanovená podle p
l
ohy č.
3,
kpvVVNi je koeficient korekce povolených výnosů PVdvviie; držitele
licence pro napěťovou úroveň VVN distribuční soustavy v regulovaném
roce, stanovená Úřadem za účelem stabilizace cen v regula
í
m období,
KdVVNei-2 je korekční faktor za činnost distribuce elektřiny přiřazený
k distribuční napěťové úrovni VVN pro regulovaný rok vypočtený podle
p
l
ohy
č. 9,
pi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských
cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým
statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za
měsíc dub
rok
u i-1,
pi-2 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských
cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým
statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za
měsíc dub
r
oku i-2,
TE(
PS-VVN)
ei,
TETRVV
Nei,TETRVNei jsou plánované toky elektřiny pro regulovaný rok mezi přenosovou
soustavou a distribuční úrovní VVN, popřípadě plánované toky
elektřiny transformací z distribuční napěťové úrovně VVN a VN na nižší
napěťovou úroveň distribuční soustavy v regulovaném roce. Je uvažován
tok v transformaci mezi úrovněmi napětí (na vstupu do transformace,
tedy se započtením ztrát v transformaci mezi úrovněmi distribučních
napětí); ztráty v transformaci PS - VVN jsou započteny
z
trát PS,
TE(
vvNk-vvN)ei je plánované bilanční saldo elektřiny mezi distribuční úrovní
VVN k-tého držitele licence na distribuci a ostatními držiteli licence
na distribuci, jejichž distribuční soustavy jsou připojeny k přenoso
sous
tav
ě,
RDM
E1V
Ni, RDME1NNi jsou plánovaná množství elektřiny distribuovaná napěťovou
úrovní VN a NN distribučního systému držitele licence v regulovaném
roce konečným zákazníkům a tok elektřiny transformací do nižší distribuční
úrovně napětí (kromě NN) bez exportu, bez odběru PVE v čerpadlovém
provozu a bez odběru výrobců 1. a 2. kategorie, kromě samovýrobců, pro krytí spotřeby v are
u výr
obny
,
RDME
2VV
Ni, RDM
E2V
Ni, RDME2NNi jsou plánované toky elektřiny pro regulovaný rok na výstupu
z distribuční úrovně VVN, popřípadě VN nebo NN držitele licence. Jsou
to odběry konečných zákazníků na dané distribuční úrovni napětí,
toky do transformace elektřiny do nižších napěťových úrovní z dané distribuční
úrovně napětí (kromě NN), bilanční saldo odběru držitelů licence
na distribuci, kteří nejsou připojeni k přenosové soustavě, export
a odběry PVE v čerpadlovém provozu a odběr výrobců včetně jejich
odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla na dané napě
vé
úrovni,
R
RK(ps-VVN)ei je rezervovaná kapacita přenosové soustavy plánovaná držitelem
licence na distribuci připojeného k přenosové soustavě stanovená
podle p
lohy č. 1,
RRKei 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 přenoso
s
oustavě
,
R
KKZVVN
ei, 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 regul
ané
m roce,
RME
KZVVNe
i, RMEKZVNei jsou roční plánovaná množství elektřiny odebíraná konečnými
zákazníky na napěťové úrovni VVN a VN distribuční soustavy v regul
an
ém roc
e,
TMTRV
VNi, TMTRVNi jsou technická maxima v MW transformace z napěťové úrovně
VVN a VN distribuční soustavy na nižší napěťovou úroveň v regulovaném
roce, která se stanoví
dle vztahů
T
ETRVVNe
i
T
MTRVVN
i = RKKZVNei x ------
----------
RMEKZVNei
TETRV
Nei
TMTRVN
i = RKKZVNei x ---
----------
RMEKZVNei
n je počet sousedních distribučn
h 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
bo 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
Příloha č. 5 Postup stanovení průměrné ceny dodávky elektřiny pro chráněného zákazníka
Průměrná cena dodávky elektřiny cchze pro chráněné zákazníky odebírající
elektřinu z distribuční napěťové úrovně NN se v prvním regulovaném
roce regulačního období stanoví podle následujícího vztahu
C
chze
-C
dneve
+C
ot
+C
ss
+C
dNNe
+C
vozk
+C
dDS
+C
prds
+C
ochzNNe
kde
c
dneve
je individuální nákupní cena elektřiny provozovatele regionální distribuční
soustavy v Kč/MWh v prvním regulovaném roce regulačního období
stanovená rozhodnutím Úřadu,
c
ot
je celostátně jednotná pevná cena za činnost zúčtování operátora trhu,
která se vztahuje ke skutečné hodnotě měsíčního odběru subjektu zúčtování,
stanovená Úřadem pro první regulovaný rok regulačního období,
C
ss
je regulovaná cena systémových služeb pro konečné zákazníky v prvním
regulovaném roce regulačního období, stanovená rozhodnutím Úřadu podle
přílohy č. 2,
c
dNNe
je jednosložková průměrná kumulativní cena za distribuci jednotkového
množství elektřiny na distribuční napěťové úrovni NN v prvním regulovaném
roce regulačního období, stanovená rozhodnutím Úřadu podle přílohy
č. 4,
C
vozki
je celostátně jednotná pevná cena vícenákladů spojených s výkupem elektřiny
z obnovitelných zdrojů a ze zdrojů s kombinovanou výrobou elektřiny
a tepla placená konečnými zákazníky v prvním regulovaném roce regulačního
období, stanovená podle přílohy č. 6,
c
dDs
je regionální příspěvek konečných zákazníků distribuční sítě k ceně distribuce
elektřiny na decentrální výrobu podle přílohy č. 8,
C
prds
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,
c
ochZNNe
je průměrná cena obchodu s elektřinou pro chráněné zákazníky na napěťové
úrovni NN distribuční soustavy stanovená vztahem
PN
ochzNNe0
+ O
achzNNe0
+ Z
ochzNNe0
cochzNNe = ---------------------------- + z
oechzNNe0
RMECHZ
NN
+ RMEOZ
NN
kde
PN
ochZNNe
0 je výchozí hodnota povolených nákladů,
O
ochzNNe0
je výchozí hodnota odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku
držitele licence,
Z
ochZNNe0
je zisk pro činnost dodávky elektřiny chráněným zákazníkům,
Z
oechzNNe0
je zisková marže pro činnost dodávky elektřiny chráněným zákazníkům,
stanovená analyticky Úřadem v Kč/MWh,
RMECHZ
NN
je plánované množství elektřiny dodané příslušným držitelem licence na
distribuční napěťové úrovni NN chráněným zákazníkům v prvním regulovaném
roce regulačního období,
RMEOZ NN je plánované množství elektřiny dodané příslušným držitelem licence na distribuční napěťové úrovni NN v prvním regulovaném roce regulačního období oprávněným zákazníkům.
Příloha č. 6 Postup stanovení ceny na krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a ze zdrojů s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla a postup kompenzace těchto vícenákladů
Cena na krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a ze zdrojů s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla placená konečnými zákazníky a lokální spotřebou 2) c vozki je určena vztahem
n
S
(VCN
vozij
+ VCN
vkij
) + K
vcni
j=1
c
vozki
= ---------------------------
RMES
i
kde
i je pořadové číslo regulovaného roku,
j je pořadové číslo držitele licence na distribuci,
n je počet držitelů licence na distribuci,
VCN
vozij
i předpokládané celkové vícenáklady j-tého držitele licence na distribuci
na povinný výkup elektřiny z obnovitelných zdrojů jsou stanoveny
vztahem
m m
VCN
vozij
= &2211(c
11(cmv
ozis
- cne
veij)x
PMEo
zijs + &22
&2211
cdvoz
is x P
dozijs
S=l
=l
kde
m je počet druhů obnovitelných
d
rojů,
cmvois je celostátně jednotná minimální výkupní cena elektřiny z s-tého
druhu obnovitelného zdroje, stanovená Úřadem pro regulov
ý
rok,
ddvozis je celostátně jednotná pevná cena elektřiny z s-tého druhu obnovitelného
zdroje hrazená regionálním distributorem, kterou Úřad stanoví
pro rok i regulačního období pro elektřinu, která není dodána do
regionální distribuční soustavy a je spotřebována fyzickou nebo právnickou
osobou bez použití regionální distribuční s
s
tavy,
cneveij je individuální nákupní cena elektřiny v j-té distribuční soustavě
stanovená analyticky Úřadem pro jednotlivé provozovatele distribučních
soustav v regulovan
ro
ce,
PMEozijs je předpokládané množství elektřiny vykoupené z s-tého druhu
obnovitelného zdroje j-tého držitele licence na distribuci v regulovan
ro
ce,
P
MEdozijs je předpokládané množství elektřiny vyrobené z s-tého druhu obnovitelného
zdroje, které není dodáno do regionální distribuční soustavy
a je spotřebováno stejnou právnickou osobou nebo prodáno jiné právnické
osobě bez použití regionální distribuční soustavy, přičemž u
j-tého provozovatele regionální distribuční soustavy na příslušném území
je uplatněna minimální snížená cena v regulovan
ro
ce,
VCNvkij předpokládané celkové vícenáklady j-tého držitele licenci na
distribuci na povinný výkup elektřiny z kombinované výroby elektřiny
a tepla jsou stanoveny
zta hem VCNvkij = ij = &22 11(c mvki - cne veij ) x PMEk ij + C pvk iM x PMEkijM + cpv
v x
M
Ekij
kde
cmvki jsou celostátně jednotné minimální výkupní ceny elektřiny
z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů do 1 MWe instalovaného
výkonu včetně, stanovené Úřadem pro reg
ova
ný
rok,
PMEkij jsou předpokládaná množství elektřiny vykoupená z kombinované
výroby elektřiny a tepla ze zdrojů do 1 MWe instalovaného výkonu
včetně u j-tého držitele licence na distribuci v regul
a
ném r
oce,
cpvkiM je celostátně jednotná pevná cena, stanovená Úřadem, za každou
MWh elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů
od 1 MWe do 5 MWe instalovaného vý
nu
včet
ně,
PMEkijV je předpokládané množství elektřiny z kombinované výroby
elektřiny a tepla ze zdrojů do 5 MWe instalovaného výkonu včetně j-tého
držitele licence na distribuci v regul
a
ném r
oce,
cpvkiV je celostátně jednotná pevná cena, stanovená Úřadem, za každou
MWh elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla ze zdrojů
nad 5 MWe instalova
ho
výko
nu,
PMEkijV je předpokládané množství elektřiny z kombinované výroby
elektřiny a tepla ze zdrojů nad 5 MWe instalovaného výkonu j-tého držitele
licence na distribuci v regul
a
ném
roce,
Kvcni je korekční faktor v Kč s uvážením časové hodnoty peněz,
pro podporu výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a elektřiny z kombinované
výroby elektřiny a tepla. Určuje se
dle vztahu
n
pi
pi-1
Kv
cni = (KvPS
KvPSi-2
+ &2211Kvcni-2j)
---- x ------
j=l
100
100
kde
Kveni-2j je korekční faktor v Kč spojený s povinným výkupem elektřiny
z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla
j-tého provozovatele regionální distribuční soustavy, který se stanoví
jako rozdíl mezi skutečnými vícenáklady spojenými s povinným výkupem
elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny
a tepla včetně platby pro vyrovnání vícenákladů výkupu elektřiny z obnovitelných
zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla provozovatele
regionální distribuční soustavy stanovené pro rok i-2 a skutečnými výnosy j-tého provozovatele regionální distribuční
soustavy plynoucími z ceny pro konečné zákazníky a lokální spotřebu
na krytí těchto vícenákladů za rok i-2. V případě, že vícenáklady
v roce i-2 přesáhly výnosy, je korekční faktor kladný. V případě,
že vícenáklady v roce i-2 byly menší než výnosy, je korekční faktor
záporný. Způsob výpočtu kore
kčního
faktoru Kveni-2j je popsán
příloze
č. 9,
KvPSi-2 je korekční faktor v Kč spojený s povinným výkupem elektřiny
z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla
provozovatele přenosové soustavy, který se stanoví jako rozdíl mezi
skutečnými a plánovanými výnosy z podpory obnovitelných zdrojů a kombinované
výroby elektřiny a tepla v roce i-2; korekční faktor je klad
nebo
záporný,
pi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských
cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný
Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101
za měsíc
u
ben
roku i-1,
pi-2 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských
cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný
Českým statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101
za měsíc
uben
r
oku i-2,
RMESi je plánované množství elektřiny v regulovaném roce regulačního
období dodané konečným zákazníkům v České republice včetně exportu
ze sítě distributora, odběru PVE v čerpadlovém provozu (připojených
k sítím distributorů), salda provozovatelů lokálních distribučních
soustav, odběru výrobců a včetně
lo
kální spotřeby2) v přenosové a jednotlivých distribuč
ch soustavách. Platba pro vyrovnání vícenákladů výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla j-tého provozovatele regionální distribuční soustavy nebo provozovatele přenosové soustavy je stanov
a
podle v
zta
hu
PL
vozkij
= Zvo
zkij
- (V
C
ozi
+
VCNvki
j)
kde
Zvozkij jsou předpokládané platby konečných zákazníků a lokální
spotřeby j-tému provozovateli regionální distribuční soustavy nebo
provozovateli přenosové sítě prostřednictvím ceny na krytí vícenákladů
včetně korekčního faktoru v regulovaném roce; provozovatel přenosové
soustavy nemá vícenáklady spojené s výkupem z obnovitelných zdrojů
a z kombinované výroby elektřiny a tepla podle zvláštního p
rá
v
h
o před
pisu
4),
Z
vozkij
=
ozki
j
x RMESij
RMESij je plánované množství elektřiny v regulovaném roce dodané
konečným zákazníkům j-tého provozovatele regionální distribuční
soustavy, včetně exportu ze sítě distributora, odběru PVE v čerpadlovém
provozu (připojených k síti distributora), včetně provozovatelů lokálních
distribučních soustav, odběru výrobců včetně jejich odběru na
výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla a lokální spotřeby.
U provozovatele přenosové soustavy se jedná o plánované množství elektřiny
dodané konečnému zákazníkovi a
lo
kální spotřebě2) v r
ulovaném roce.
Pro držitele licence na pře
nos se
platba PLvozkij rovná platbě konečných zákazníků a lo
kální
spotřeby Zvozkij vzhledem k tomu, že vícenáklady na povinný výkup elektřiny
z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla
u tohoto držitele lic
ce nevzni
kají.
Platby PLvozkij jsou s ohledem na znaménko vyrovnány přímo mezi jednotlivými
provozovateli regionálních distribučních soustav a držitelem
licence na přenos v celkové výši stanovené Úřadem a rozdělené úměrně
absolu
tním
hodnotám PLvozki jednotlivých provozovatelů regionálních distribučních
soustav a držitele li
Příloha č. 7 Postup stanovení ceny za vyhodnocování, zúčtování a vypořádání odchylek operátorem trhu
Cena za vyhodnocování, zúčtování a vypořádání odchylek operátorem trhu c ZOi je stanovena vztahem
N
t
C
zoi
= (Czo0 + k
zoi
) x (1 - X
zo
)
i
x &220F
220
Ft=1l
+i-1 --
-
0
de
i je pořadové číslo regulovaného r
u
,
czo0 je výchozí cena za vyhodnocování, zúčtování a vypořádání odchylek
stanovená analyticky Úřa
m,
P
o
0
Czo0 ----
--
E1
de
P
Vzo0 je výchozí hodnota povolených výnosů stanovená analyticky Úřadem
tak, aby v průběhu regulačního období byly pokryty všechny nezbytné náklady
související s organizováním krátkodobého trhu s elektřinou, vyhodnocováním,
zúčtováním a vypořádáním odchylek a další nezbytné náklady
související s rozvojem informačních technologií nutných pro zajištění
fungování trhu s elektřinou v České republice včetně přiměřeného
zisku podle zvláštního právního před
pis
u
),
SME1 je plánované množství elektřiny dodané všem konečným zákazníkům v
České republice v roce 1 včetně lokální spotřeby podle zvláštního právního
před
pi
s
)
,
kzo je složka ceny respektující změnu nákladů operátora trhu v důsledku
změny rozsahu regulované činnosti operátora trhu v průběhu regulačního
obd
í
,
Xzo je faktor efektiv
y,
l je letopočet roku předcházejícího prvnímu regulovanému roku regulačního
obd
í
,
Nt je průmyslový eskalační faktor stanovený na základě podílu klouzavých
průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních
12 měsíců a předchozích 12 měsíců vykázaného Českým statistickým úřadem
v tabulce indexů cen průmyslových výrobců 7004 za měsíc duben roku
t; pokud však hodnota takto zjištěného podílu klouzavých průměrů bude
menší než 100, bude pro účely výpočtu použita hodnota
Příloha č. 8 Postup stanovení ceny příspěvku pro decentrální zdroje vyvedené do distribučních sítí a postup kompenzace příspěvků
Cena příspěvku pro zdroje vyvedené do napěťových úrovní distribučních
sítí zohledňuje příznivý vliv těchto zdrojů na snížení ztrát v přenosové
a distribučních sítích. Příspěvek je celostátně jednotný, rozlišený
po napěťových úrovních distribuce a je hrazen držitelem licence na
distribuci příslušnému držiteli licence na výrobu elektřiny.
Cenu příspěvků edvvxavi, c
dVVNdvi
a c
dVNdvi
v příslušných letech regulovaného období pro zdroje vyvedené do úrovně
VVN, VN a NN stanoví Úřad.
Předpokládaný roční objem příspěvků v Kč/rok zaplacený na jednotlivých
distribučních napěťových úrovních VVN, VN a NN držitelem licence na
distribuci držitelům licence na výrobu je dán vztahem
PL dDSxi = c dxdvi x PME dDsxvi
kde
i je pořadové číslo regulovaného roku,
x je distribuční napěťová úroveň VVN, VN nebo NN,
PME
dDSxvi
je celkové předpokládané množství elektřiny vyrobené ve zdrojích a vyvedené
do napěťové úrovně distribuce x distribuční sítě držitele licence
na distribuci.
Individuální příspěvek c
dDSi
k ceně distribuce elektřiny dodané konečným zákazníkům na krytí decentrální
výroby pro zdroje vyvedené do distribuční sítě jednotný pro všechny
napěťové úrovně distribuční soustavy je určen vztahem
&2211PLdDSxi + KdDSi
Si
x
cd
DSi = -----------------
--
R
Si
de
RM
ESi je plánované množství elektřiny v regulovaném roce dodané na všech
distribučních napěťových úrovních konečným zákazníkům v dané distribuční
soustavě včetně exportu ze sítí držitele licence na distribuci,
odběru PVE v čerpadlovém provozu (připojených do sítí držitele licence
na distribuci), provozovatelům lokálních distribučních soustav a odběru
výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu
elektřiny a te
a
,
K
dDsi je korekční faktor za decentrální výrobu pro regulovaný rok v Kč
s uvážením časové hodnoty peněz. Určuje se podle vz
hu
pi-1
-
1
Kd
DSi
= K
dDSi-2 x ----- x
--
100
00
d
e
KdDs
i-2 je korekční faktor v Kč spojený s krytím decentrální výroby provozovatele
regionální distribuční soustavy, který se stanoví jako rozdíl
mezi skutečnými náklady provozovatele distribuční soustavy spojenými
s placením příspěvku pro decentrální zdroje vyvedené do napěťových úrovní
distribučních sítí v roce i-2 a skutečnými výnosy provozovatele regionální distribuční soustavy z
individuálního příspěvku k ceně distribuce elektřiny dodané konečným
zákazníkům na krytí decentrální výroby elektřiny dosažené v roce i-2.
Způsob výpočtu korekčního fakto
ru KdDS
i-2 je popsán v příloze č
9
,
pi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských cen
za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým
úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc
duben roku
1
,
pi-2 je podíl klouzavých Průměrů bazických indexů spotřebitelských cen
za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým statistickým
úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za měsíc
duben roku
Příloha č. 9 Ověření výsledků regulace a stanovení korekčních faktorů v elektroenergetice
(1) Pro činnost přenosu elektřiny se výnosy z ceny za rezervaci kapacity nekorigují, koriguje se pouze dosažená míra ztrát v přenosové soustavě.
(2) Z hodnoty povoleného rámce rozptylu míry ztrát licencované činnosti přenos elektřiny definované v § 5 odst. 4 d) a skutečného množství elektřiny dodaného na vstupu do přenosové soustavy včetně smluvního tranzitu v roce i-2 je stanovena horní a dolní mez povoleného množství ztrát.
(3) Kontrolní ztráty se rovnají velikosti skutečně naměřených ztrát v přenosové soustavě, pokud se skutečně naměřené ztráty nachází uvnitř pásma daného horní a dolní mezí povoleného množství ztrát. Pokud se skutečně naměřené ztráty nachází vně tohoto pásma, rovnají se kontrolní ztráty příslušné bližší mezi povoleného množství ztrát stanovené podle odstavce 2 .
(4) Korekční faktor pro činnost přenosu elektřiny je dán rozdílem skutečně vynaložených nákladů na ztráty v přenosové soustavě a součinu kontrolních ztrát a ceny elektřiny pro nákup ztrát stanovené Úřadem pro rok i-2.
(5) Korekční faktor pro činnost přenosu elektřiny podle odstavce 4 se přičítá k proměnným nákladům povoleným na nákup ztrát v přenosové soustavě v regulovaném roce.
(6) Korekční faktor pro činnost poskytování systémových služeb se stanoví jako rozdíl celkových skutečných nákladů a skutečných výnosů za systémové služby v roce i-2. Celkové skutečné náklady se stanoví jako součet skutečných nákladů na nákup podpůrných služeb, Úřadem povolených výnosů za organizování obchodu s podpůrnými a systémovými službami a Úřadem povoleného zisku v roce i-2. Korekční faktor se přičítá k povoleným nákladům na podpůrné služby stanoveným Úřadem pro regulovaný rok.
(7) Pro regulovanou činnost distribuce elektřiny se stanovují výpočtové výnosy na jednotlivých napěťových úrovních distribuce a celkové výpočtové výnosy v součtu za všechny napěťové úrovně distribuce v roce i-2. Výpočtové výnosy se stanovují pomocí uplatněných kumulativních cen za rezervovanou kapacitu a skutečných hodnot rezervovaných kapacit oprávněných zákazníků na distribučních úrovních velmi vysokého napětí a vysokého napětí a z tržeb za licencovanou činnost distribuce na distribuční úrovni nízkého napětí vypočtených pomocí skutečných hodnot příslušných technických jednotek z tarifní statistiky a cen za distribuci na distribuční úrovni nízkého napětí stanovených Úřadem pro rok i-2, od kterých se odečítají tržby stanovené z ceny za použití distribuční soustavy na distribuční úrovni nízkého napětí a ze skutečných hodnot odběrů oprávněných zákazníků na distribuční úrovni nízkého napětí. Při stanovení výpočtových výnosů jednotlivých napěťových úrovní distribuční soustavy pro rok i-2 se zohledňují toky elektřiny transformacemi mezi napěťovými úrovněmi.
(8) Jestliže nejsou pro chráněné zákazníky na distribuční úrovni vysokého napětí nebo nízkého napětí v tarifu samostatně definovány kumulativní ceny za rezervovanou kapacitu a kumulativní ceny za použití zařízení distribuční soustavy, zjistí se pro ně výpočtové výnosy za licencovanou činnost distribuce na distribuční úrovni vysokého a nízkého napětí výpočtem tak, že se pomocí skutečných hodnot příslušných technických jednotek z tarifní statistiky a cen dodávky elektřiny pro chráněné zákazníky, stanovené Úřadem pro rok i-2, určí tržby, od kterých se odečítají tržby stanovené jako součet součinů skutečných hodnot odběrů chráněných zákazníků na distribuční úrovni vysokého a nízkého napětí a cen za silovou elektřinu, za činnost zúčtování operátora trhu, za systémové služby, za služby regulace napětí a jalového výkonu, za zprostředkování plateb pro držitele licence na distribuci, za krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla, za podporu decentrální výroby, za krytí ztrát hrazených operátorovi trhu, za obchod s elektřinou pro chráněné zákazníky a za použití distribuční sítě na distribuční úrovni vysokého a nízkého napětí.
(9) Z celkových výpočtových výnosů za distribuci elektřiny stanovených podle odstavců 7 a 8 se vypočtou kontrolní výnosy za všechny úrovně napětí distribuční soustavy tak, že se od celkových výpočtových výnosů odečítají platby za rezervaci kapacity přenosové soustavy a platby za rezervaci kapacity sousedních distribučních soustav na distribuční úrovni velmi vysokého napětí.
(10) Z hodnoty povoleného rámce rozptylu povolených výnosů licencované činnosti distribuce elektřiny definované v § 5 odst. 5 písm. f) a hodnoty povolených výnosů distribuční soustavy v roce i-2 se stanoví horní a dolní mez povolených výnosů.
(11) Pokud je hodnota kontrolních výnosů menší než dolní mez povolených výnosů, převede se rozdíl kontrolních výnosů a dolní meze povolených výnosů na kladný korekční faktor za distribuci elektřiny.
(12) Pokud je hodnota kontrolních výnosů větší než horní mez povolených výnosů, převede se rozdíl kontrolních výnosů a horní meze povolených výnosů na záporný korekční faktor za distribuci elektřiny.
(13) Korekční faktor pro činnost distribuce elektřiny definovaný v odstavcích 11 a 12 se rozdělí v poměru velikosti rozdílu kontrolních výnosů jednotlivých napěťových úrovní distribuční soustavy a povolených výnosů jednotlivých napěťových úrovní distribuční soustavy stanovených pro rok i-2 podle odstavce 7 a přičte se k povoleným výnosům příslušných distribučních napěťových úrovní pro regulovaný rok.
(14) Pro činnost distribuce elektřiny bude v korekčním faktoru zohledněn rozdíl mezi hodnotou změny regulační báze aktiv a mezi skutečnou změnou zůstatkových hodnot majetku za účetně ukončený kalendářní rok.
(15) Pro činnost distribuce elektřiny se tržby za použití sítě nekorigují.
(16) Skutečné vícenáklady každého provozovatele regionální distribuční soustavy, spojené s povinným výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla v roce i-2, jsou stanoveny ze skutečného množství vykoupené elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla, z regulovaných pevných cen pro podporu kombinované výroby elektřiny a tepla, z minimálních výkupních cen podle § 3 odst. 1a) pro rok i-2 a z průměrných cen silové elektřiny stanovených Úřadem pro rok i-2.
(17) Skutečné výnosy provozovatele regionální distribuční soustavy spojené s podporou výroby elektřiny v obnovitelných zdrojích a ve zdrojích s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla se stanoví z výše ceny na krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a ze zdrojů s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla, hrazené konečnými zákazníky a lokální spotřebou v roce i-2 a ze skutečných hodnot odběrů konečných zákazníků a lokální spotřeby v roce i-2.
(18) Skutečné vícenáklady provozovatele regionální distribuční soustavy definované v odstavci 16 , včetně platby pro vyrovnání vícenákladů výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla regionálního distributora stanovené pro rok i-2, se porovnají se skutečnými výnosy tohoto provozovatele definovanými v odstavci 17 . Rozdíl se jako kladný nebo záporný korekční faktor přičítá k plánovaným vícenákladům provozovatele regionální distribuční soustavy spojeným s povinným výkupem v regulovaném roce.
(19) Skutečné náklady provozovatele distribuční soustavy spojené s placením příspěvku pro decentrální zdroje vyvedené do napěťových úrovní distribučních sítí se stanoví z ceny těchto příspěvků a ze skutečných hodnot dodávky elektřiny ze zdrojů připojených do napěťových úrovní distribučních sítí v roce i-2.
(20) Skutečné výnosy provozovatele regionální distribuční soustavy spojené s decentrální výrobou se stanoví součinem individuálního příspěvku k ceně distribuce elektřiny dodané konečným zákazníkům na krytí decentrální výroby elektřiny dosažené v roce i-2 a skutečných hodnot odběrů konečných zákazníků v roce i-2.
(21) Skutečné náklady spojené s decentrální výrobou definované v odstavci 19 se porovnají se skutečnými výnosy definovanými v odstavci 20 . Rozdíl se jako kladný nebo záporný korekční faktor uplatní podle postupu uvedeného v příloze č. 8.
Příloha č. 10 Postup stanovení ceny přepravy zemního plynu držitele licence na přepravu plynu
Cena přepravy zemního plynu od držitele licence na přepravu plynu v regulovaném roce je stanovena vztahem
P
i-2
p
i-1
PVU
pi
+ K
pi
x ---- x ---- + NCP
pi
x PZT
pi
Cpi = ---------------------------------------
PDK
pi
kde
i je pořadové číslo regulovaného roku,
PV
Upi
je hodnota povolených výnosů pro regulovaný rok po zahrnutí faktoru souvisejícího
s otevíráním trhu stanovena vztahem
PV
Upi
=PV
pi
+U
i
kde
PV
pi
je hodnota povolených výnosů pro regulovaný rok a je stanovena vztahem
PV
pi
= PN
pi
+O
pi
+Z
pi
kde
PN
pi
jsou povolené náklady držitele licence pro regulovaný rok vypočítané podle
vztahu
(P
MI
x MI
t-1
+ (l - 1-p
MI
) x N
t
)
PN
pi
= PN
p0
x (1- X
p
)
i
x &220F
20F
t=ll
+i-1 --------------------------
--
0
de
PNpo je výchozí úroveň povolených nákladů držitele -licence na přepravu
zahrnující náklady na vnitrostátní přepravu a příslušnou část nákladů
tranzitu vyvolaných vnitrostátní přepra
u
,
Xp je faktor efektivity přepr
y,
l je letopočet roku předcházejícího prvnímu regulovanému roku regulačního
obd
í
,
pMI je koeficient mzdového eskalačního fakt
u,
MI
t-1 je mzdový eskalační faktor stanovený na základě indexu průměrné měsíční
mzdy v průmyslu celkem vykázaného Českým statistickým úřadem v
tabulce 3106 01-02-02 za 1. - 4. čtvrtletí roku
1
,
Nt je průmyslový eskalační faktor stanovený na základě podílu klouzavých
průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12
měsíců a předchozích 12 měsíců vykázaného Českým statistickým úřadem
v tabulce indexů cen průmyslových výrobců 7004 za měsíc duben roku
t; pokud však hodnota takto zjištěného podílu klouzavých průměrů bude
menší než 100, bude pro účely výpočtu použita hodnota
Příloha č. 11 Postup stanovení ceny dodávky plynu od obchodníka se zemním plynem příslušnému držiteli licence, který dodává plyn chráněnému zákazníkovi připojenému k regionální distribuční soustavě
A)
Kapacitní složka
Kapacitní složka ceny dodávky plynu příslušným držitelům licence, kteří
dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním
soustavám v regulovaném roce, je dána vztahem
c kai = c pi + s si
kde
i je pořadové číslo regulovaného roku,
c
pi
je cena přepravy zemního plynu od držitele licence na přepravu plynu
v regulovaném roce,
S
si
je cena za uskladňování zemního plynu v zásobnících zemního plynu v rozsahu
dodávek chráněným zákazníkům pro příslušné držitele licence, kteří
dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním
soustavám, v regulovaném roce.
Cena za uskladňování zemního plynu v zásobnících zemního plynu v rozsahu
dodávek zemního plynu chráněným zákazníkům pro regulovaný rok ssi
se vypočte podle následujícího vzorce
PN
si
S
si
= ------
PDK
si
kde
PN
si
jsou plánované náklady na skladování zemního plynu v zásobnících zemního
plynu v rozsahu dodávek chráněným zákazníkům držitele licence na obchod
pro příslušné držitele licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům
připojeným k regionálním distribučním soustavám, v regulovaném
roce,
PDK
si
je celková plánovaná denní kapacita v rozsahu dodávek chráněným zákazníkům
stanovená pro regulovaný rok na základě smluv uzavřených držitelem
licence na obchod pro příslušné držitele licence, kteří dodávají
plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám;
pokud nejsou smluvní hodnoty celkové plánované denní kapacity předány
Úřadu v termínu podle
§ 10
, stanoví je Úřad analyticky.
B)
Komoditní složka
Komoditní složka ceny dodávky plynu příslušným držitelům licence, kteří
dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním
soustavám v regulovaném roce, je rovna ceně energie zemního plynu
s
kij
v příslušném čtvrtletí regulovaného roku a je dána vztahem
PN
zo0
+ O
zo0
+ z
e
Skij = nsij + -----------------
RMDPoi
kde
i je pořadové číslo regulovaného roku,
j je pořadové číslo čtvrtletí v příslušném regulovaném roce,
n
sij
jsou měrné náklady na nákup energie zemního plynu stanovené podle následujícího
vzorce
PNCP
npijp
+ PNCZ
nzijp
+ K
kij
N
sij
= ------------------------------------
RMDPW
ijp
+ RMDP
ijpz
kde
PNCP
npijp
jsou plánované náklady na nákup energie zemního plynu kontrahovaného držitelem
licence na obchod příslušným držitelům licence, kteří dodávají
plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám,
v příslušném čtvrtletí regulovaného roku, bez nákladů na nákup
zemního plynu uskladňovaného v podzemních zásobnících,
PNCZ
nzijp
jsou plánované náklady na nákup energie zemního plynu kontrahovaného
držitelem licence na obchod příslušným držitelům licence, kteří dodávají
plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám,
ze zásobníků zemního plynu v příslušném čtvrtletí regulovaného
roku bez nákladů na skladování v těchto podzemních zásobnících,
K
kij
je korekční faktor pro činnost dodávky zemního plynu pro příslušné čtvrtletí
regulovaného roku vypočtený podle přílohy č. 15,
RMDP
ijp
je plánované množství energie zemního plynu kontrahovaného držitelem
licence na obchod příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným
zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám,
v příslušném čtvrtletí regulovaného roku bez plánovaného množství energie
zemního plynu prodaného z podzemních zásobníků,
RMDP
ijpz
je plánované množství energie zemního plynu kontrahovaného držitelem
licence na obchod příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným
zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám,
z podzemních zásobníků plynu v příslušném čtvrtletí regulovaného roku,
PN
zo0
je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence,
O
zo0
je výchozí úroveň odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele
licence,
RMDP
oi
je plánované množství energie zemního plynu prodané držitelem licence
na obchod příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným
zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, v regulovaném
roce,
z
e
je zisk v Kč/MWh stanovený rozhodnutím Úřadu.
Návrh kapacitní složky ceny dodávky plynu od obchodníka s plynem dodávajícího
plyn příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným
zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, předkládaný
Úřadu je v případě použití objemových jednotek v Kč/m3/den/rok
zaokrouhlován na čtyři desetinná místa, v případě použití energetických
jednotek v Kč/MWh/den/rok je zaokrouhlován na dvě desetinná místa
a hodnoty veličin použité při jejím výpočtu jsou zaokrouhlovány na pět
desetinných míst.
Návrh komoditní složky ceny dodávky plynu od obchodníka s plynem dodávajícího
plyn příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným
zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám, předkládaný
Úřadu je v případě použití objemových jednotek v Kč/m
3
zaokrouhlován na čtyři desetinná místa, v případě použití energetických
jednotek v Kč/MWh je zaokrouhlován na dvě desetinná místa a hodnoty
veličin použité při jejím výpočtu jsou zaokrouhlovány na pět desetinných
míst.
Příloha č. 12 Postup stanovení průměrné ceny distribuce plynu provozovatelem regionální distribuční soustavy
Průměrná cena za distribuci plynu v regulovaném roce se stanoví podle vztahu
p
i-1
p
i-1
PV
Udpi
+ K
dpi
x
------ x ------ +
NCP
dpi
x PZT
dpi
100 100
s
dpi = ---------------------------------------------------------------
RMDP
dpi
kde
i je pořadové číslo regulovaného roku,
PVU
dpi
je hodnota povolených výnosů pro regulovaný rok po zahrnutí faktoru souvisejícího
s otevíráním trhu stanovena vztahem
PV
Udpi
= PV
dpi
+ U
dpi
kde
PV
dpi
je hodnota povolených výnosů pro regulovaný rok stanovena vztahem
PV
dpi
=PN
dpi
+O
dpi
+Z
dpi
kde
PN
dpi
jsou povolené náklady držitele licence pro regulovaný rok vypočítané
podle vztahu
(P
MI
xMI
t-1
+(l - p
MI
) x N
t
)
PN
dpi
=PN
dp0
x (1- X
d
)
I
x (l+p x (r
dpi
-1)) x &220F
220
Ft=1l+
i-1 ----------------------
-
0
de
P
Ndp0 je výchozí úroveň povolených nákladů držitele lice
e
,
Xd je faktor efektivity distrib
e,
p je koeficient faktoru odběrných m
t
,
rdpi je faktor odběrných míst pro regulovaný rok a vypočítá se podle vz
hu
P
p
i
Rdpi = -
--
P
p0
licence pro
de
PZ
dpi je plánovaný počet odběrných míst držitele licence na distribuci,
jimž poskytuje distribuční služby pro regulovaný
k,
P
Zdp0 je plánovaný počet odběrných míst držitele licence na distribuci
v roc
l,
l je letopočet roku předcházejícího prvnímu roku regulačního obd
í
,
PMI je koeficient mzdového eskalačního fakt
u,
Mi
t-1 je mzdový eskalační faktor stanovený na základě indexu průměrné měsíční
mzdy v průmyslu celkem vykázaného Českým statistickým úřadem v
tabulce 3106 01-02-02 za 1. - 4. čtvrtletí roku t -
1
,
Nt je průmyslový eskalační faktor stanovený na základě podílu klouzavých
průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních
12 měsíců a předchozích 12 měsíců vykázaného Českým statistickým úřadem
v tabulce indexů cen průmyslových výrobců 7004 za měsíc duben roku
t; pokud však hodnota takto zjištěného podílu klouzavých průměrů bude
menší než 100, bude pro účely výpočtu použita hodnota
0
,
Odpi jsou odpisy dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence
pro regulovaný rok vypočítané podle vz
hu
N
Odpi
= O
dp0 x (1 + p
x (
rdpi - 1)) x &
x
&220
Ft=11+1
-----
100
k
de
Odp0 je výchozí úroveň odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku
držitele
c
enc
e,
Zdpi je zisk držitele licence pro regulovaný rok vypočítaný podl
v
ztah
u
Zd
pi
= RAB
dpi
MV
i
kde
MVdpi je míra výnosnosti distribuc
ply
nu,
RABdpi je hodnota regulační báze aktiv v regulovaném roce vypočítaná
podl
vzorce
l+i
RABd
pi = R
ABdp0 + &22
&2
1 + ZHAdpt
t=l
RABdp0 je výchozí hodnota regulační
áze
ak
tiv,
ZHAdpt je změna regulační báze aktiv v roce t, Udpi je faktor související
s otev
á
ním
trhu,
Kdpi je korekční faktor pro činnost distribuce plynu pro regulovaný
rok vypočtený podle př
o
hy č
. 15,
pi-1 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských
cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým
statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za
měsíc dub
roku
i-1,
pi-2 je podíl klouzavých průměrů bazických indexů spotřebitelských
cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců, vykázaný Českým
statistickým úřadem v tabulce indexů spotřebitelských cen 7101 za
měsíc dub
roku i-2,
NCPdpi je plánovaná průměrná nákupní cena přepravy, uskladňování
a energie zemního plynu pro krytí ztrát v distribuční síti k 1.
lednu regulo
néh
o r
oku,
PZTdpi je povolené množství ztrát v distribuční síti pro regulovaný
rok, ur
né vztahem
kz
p
DSi
PZTdpi = --
---
x RMDPdpi
0 -
z
pDSi
kde
kzpDSi je povolená míra ztrát v distribuční plynárenské soustavě
pro reg
ovaný
ro
k,
RNIDPdpi je plánované množství energie zemního plynu distribuované
příslušným držitelem licence v regul
aném roce.
Na základě stanovené průměrné ceny distribuce předloží jednotliví
provozovatelé regionálních distribučních soustav návrhy cen distribuce
v podobě dvou cenových průkazů, jeden pro jednotlivá odběrová
pásma zákazníků, jejichž zařízení je připojeno k regionální distribuční
soustavě, jeden pro jednotlivá odběrná místa chráněných zákazníků,
jejichž zařízení je připojeno k regionální distribuč
soustavě. Návrh ceny distribuce plynu předkládaný Úřadu je v případě použití objemových jed no tek v Kč/m3 zaokrouhlován na čtyři desetinná místa, v případě použití energetických jednotek v Kč/MWh je zaokrouhlován na dvě desetinná místa a hodnoty veličin použité při jejím výpočtu jsou zaokrouhlovány na pět deset
Příloha č. 13 Postup stanovení průměrné ceny dodávky plynu chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k regionální distribuční soustavě
Průměrná cena dodávky plynu chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k regionální distribuční soustavě, je v příslušném čtvrtletí regulovaného roku dána vztahem
PN
do0 +
O
do0
s
dzpij
= s
kai
+ s
kij + ----------------- +
z
d
+ c
dpi
RMPD
di
kde
i je pořadové číslo regulovaného roku,
j je pořadové číslo čtvrtletí v regulovaném roce,
s
kai
je kapacitní část průměrné ceny dodávky plynu v rozsahu dodávek chráněným
zákazníkům příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným
zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám v regulovaném
roce vypočtená dle vztahu
c
kai
x PDK
di
s
kai
= -------------
RMPD
ci
kde
c
kai
je kapacitní složka ceny dodávky plynu příslušným držitelům licence,
kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním
soustavám v regulovaném roce,
PDK
di
je celková plánovaná denní kapacita v rozsahu dodávek chráněným zákazníkům
stanovená pro regulovaný rok na základě smluv uzavřených příslušným
držitelem licence, který dodává plyn chráněným zákazníkům připojeným
k regionální distribuční soustavě; pokud nejsou smluvní hodnoty
celkové plánované denní kapacity předány Úřadu v termínu podle
§ 10
, stanoví je Úřad analyticky,
RMDP
ci
je plánované množství energie zemního plynu v rozsahu dodávek chráněným
zákazníkům prodané příslušným držitelem licence, který dodává plyn
chráněným zákazníkům připojeným k regionální distribuční soustavě,
s
kai
je kapacitní složka ceny dodávky plynu příslušným držitelům licence, kteří
dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním
soustavám,
PN
do0
je výchozí úroveň povolených nákladů držitele licence,
O
do0
je výchozí úroveň odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele
licence,
RMDP
di
je plánované množství energie zemního plynu prodané příslušným držitelem
licence, který dodává plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionální
distribuční soustavě,
z
d
je zisk v Kč/MWh stanovený rozhodnutím Úřadu,
C
dpi
je průměrná cena za distribuci v rozsahu dodávek chráněným zákazníkům
stanovená na základě schválených cen distribuce podle cenového průkazu
příslušného provozovatele regionální distribuční soustavy.
Návrh ceny dodávky plynu chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno
k regionální distribuční soustavě, předkládaný Úřadu je v případě
použití objemových jednotek v Kč/m
3
zaokrouhlován na čtyři desetinná místa, v případě použití energetických
jednotek v Kč/MWh je zaokrouhlován na dvě desetinná místa a hodnoty
veličin použité při jejím výpočtu jsou zaokrouhlovány na pět desetinných
míst.
Příloha č. 14 Postup stanovení ceny dodávky plynu chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě
Cena chráněným zákazníkům, jejichž zařízení je připojeno k přepravní soustavě, je dána vztahem
PN
dchzi
+ O
dchzi
+ Z
dchzi
c
dchzi
= s
kai
+ s
kij
+ ----------------------------
PMDP
dchzi
kde
i je pořadové číslo regulovaného roku,
s
kai
je kapacitní složka ceny dodávky plynu chráněnému zákazníkovi, který
je připojen na přepravní soustavu v regulovaném roce vypočtená podle
vztahu
c
kai
x PDK
zi
s
kai
= -----------------
PMDP
dchzi
c
kai
je kapacitní složka ceny dodávky plynu příslušným držitelům licence,
kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním
soustavám, v regulovaném roce,
PDK
zi
je plánovaná denní kapacita v rozsahu dodávek příslušnému chráněnému
zákazníkovi,
s
kij
je komoditní složka ceny dodávky plynu příslušným držitelům licence, kteří
dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním
soustavám,
PN
dchzi
je úroveň ekonomicky oprávněných nákladů držitele licence na přepravu
plynu, kromě nákladů zahrnutých v Skaj a nezbytná k zajištění přepravy
plynu chráněnému zákazníkovi, jejichž zařízení je připojeno k přepravní
soustavě, stanovená v souladu se zvláštním právním předpisem
14)
,
O
dchzi
jsou odpisy hmotného a nehmotného investičního majetku držitele licence
na přepravu plynu, kromě odpisů zahrnutých v s
kai
a s
kij
, sloužící k zajištění přepravy plynu chráněnému zákazníkovi, jejichž
zařízení je připojeno k přepravní soustavě,
Z
dchzi
je přiměřený zisk stanovený v souladu se zvláštním právním předpise
14)
,
PMDP
dchzi
je plánované množství energie zemního plynu dodané v regulovaném roce
chráněnému zákazníkovi, který je připojen na přepravní soustavu.
Příloha č. 15 Ověření výsledků regulace a stanovení korekčních faktorů v plynárenství
(1) Pro regulovanou činnost podle § 8 odst. 1 písm. b) bodu 1 se stanovují kontrolní výnosy dosažené v roce i-2. Kontrolní výnosy jsou rovny tržbám z licencované činnosti v roce i-2 po odečtení nákladů na nákup zemního plynu v roce i-2 a po přičtení skutečných nákladů na ztráty v roce i-2 a skutečných nákladů na vlastní spotřebu v roce i-2.
(2) Pro regulovanou činnost podle § 8 odst. 1 písm. b) bodu 1 se stanovují náklady na povolené množství ztrát v roce i-2, které jsou rovny součinu povolené míry ztrát v roce i-2 a skutečného množství plynu na vstupu do přepravní nebo distribuční soustavy v roce i-2 a průměrné nákupní ceny v roce i-2.
(3) Pro první dva roky regulačního období se korekční faktor vypočte následujícím postupem:
a) z hodnoty povoleného rámce rozptylu regulované činnosti podle § 8 odst. 1 písm. b) bodu 1 a hodnoty povolených výnosů regulované činnosti podle § 8 odst. 1 písm. b) bodu 1 v roce i-2 se stanoví horní a dolní mez povolených výnosů;
b) pokud je hodnota kontrolních výnosů menší než dolní mez povolených výnosů navýšená o náklady na povolené množství ztrát v roce i-2, převede se rozdíl kontrolních výnosů a dolní meze povolených výnosů navýšené o náklady na povolené množství ztrát v roce i-2 na kladný korekční faktor pro činnost distribuce zemního plynu;
c) pokud je hodnota kontrolních výnosů větší než horní mez povolených výnosů navýšena o náklady na povolené množství ztrát v roce i-2, převede se rozdíl kontrolních výnosů a horní meze povolených výnosů navýšené o náklady na povolené množství ztrát v roce i-2 na záporný korekční faktor pro činnost distribuce zemního plynu.
(4) Pro regulovanou činnost podle § 8 odst. 2 písm. a) je korekční faktor uplatněn, jestliže rozdíl mezi plánovanými náklady na nákup zemního plynu, jež byly podkladem pro stanovení ceny obsažené v cenovém rozhodnutí platném pro dané čtvrtletí a skutečně vyvolanými náklady na nákup zemního plynu vykázanými v obdobích od poslední změny ceny, dosáhne hodnoty stanovené Úřadem. Korekční faktor je pak roven rozdílu mezi skutečnými a plánovanými náklady na nákup zemního plynu za období od poslední změny ceny plynu a je promítnut do ceny dodávky příslušným držitelům licence, kteří dodávají plyn chráněným zákazníkům připojeným k regionálním distribučním soustavám.
(5) Pro činnost distribuce plynu bude v korekčním faktoru zohledněn rozdíl mezi hodnotou změny regulační báze aktiv a mezi skutečnou změnou zůstatkových hodnot majetku za účetně ukončený kalendářní rok.
Příloha č. 16 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.&03BD.&03B7
.&
03B7
Qv =
------
0
kde
Qv je množství vyrobené tepelné energie
[GJ],
m je množství spotřebovaného paliv
v [t] [t],
&03BD je výhřevnost pali
v [GJ/t],
],
&03B7 je směrná účinnost kotle (účinnost výroby tepl
v kotli) v [%]
v závis
sti na výkonu.
U kotlů na zemní plyn se skutečná spotřeba tepelné energie
na výstupu z kotle zjišťuje z energie plynu fakturovaného dodavatelem
v M
podle vzta
ta
hu:
q.k.&0
7
Qv = -
---
--
27,778
kde
Qv je množství vyrobené tepelné e
rgie v kotli [GJ],
q je spotřeba plynu v [MWh] (
GJ = 0,27778 MWh),
k je koeficient vyjadřující poměr mez
i výhřevností [GJ/m3] a spalným teplem zemního plynu (podle údajů dodava
le zemního pho plynu),
&03B7 je směrná účinnost kotle v [%] v záv
losti na výkonu kotle.
Směrnou účinnost kotle v % udává u nových zařízení
projektant, respektive je uvedena v technické dokumentaci kotle,
v ostatních případech se dosad
|
z následující ta |
lky: Kategorie zdroj |
Výkon kotle na zdroji Účinnos |
|||||||||
|
použ |
í paliva ( |
k |
s černé uhlí bri |
ty hnědé uhlí třídě |
hnědé uhlí n |
říděné topný |
ej LTO |
opný olej TTO ply |
ZP elektr. akumul |
||
|
n |
elektr. |
ím |
op |
|
d |
0, |
MW |
6 |
6 |
6 |
6 |
|
|
80 - |
5 |
96 |
98 |
B |
,5 |
M |
|
7 |
6 |
6 |
|
|
83 - |
6 |
97 |
9 |
C |
3, |
6 |
|
|
|
|
|
2 |
65 84 - |
8 |
- |
- |
D |
6, |
20 |
W |
|
|
|
|
|
0 85 82 |
0 |
- |
|
|
0, |
50 |
W |
|
|
|
|
|
7 87 85 |
9 |
- |
- |
F |
na |
50 |
W |
|
|
|
Příloha č. 17 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:
|
|
|
náklad. |
na elektřinu |
na teplo |
na tlak. vzduch |
|||
|
Položka |
Specifikace |
pol. Ni |
koef. |
nákl. Nei |
koef. |
nákl. Nti |
koef. |
nák1. Nvzi |
|
|
tis. Kč |
&03B203 |
ei tis |
Kč &č |
03B2ti |
is. Ks. |
&03B2 |
|
|
i tis |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Energie (vlastní spotř |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
V |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Os |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Mzdy |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Úd |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
V |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
S |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
O |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ÚVN &N |
|
11Ni Ni |
|
&2211N211 |
|
|
&2211Nti &22 |
Nvzi J |
notkov |
nák |
|
|
|
|
|
|
|
u Kč/kWh |
NE |
|
|
|
|
dod |
|
4. Podíl připadající na elektřinu Nei a na tepelnou energii Nti , popř. na tlakový vzduch Nvzi se stanoví v každé položce podle vztahů:
na elektřinu Nei
= Ni
. &03B203
ei
na tepelnou energii
Nti
= Ni . & .
03B2ti
na tlakový vzduch
N
vzi = Ni= N
. &03B2vzi
přitom vždy
&03B203B
2ei
&03
ti
+ &03B2vzi = 1
kde
Ni nákladová položka před dělením
[tis. Kč]
&03B2ei rozdělovací koeficient pro dělení položky
na ele
řinu in
u [-]
&03B2ti rozdělovací koeficient pro dělení polož
na tna
tepelnou energii [-]
&03B2vzi rozdělovací koeficient pro dělení
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 rozdělovací koeficienty platí vztah:
&03B203 B2ei + & + &03
6. Koeficienty &03B203 B2ei,&ei ,&03B203B 2ti,&03B2vzi mají hodnotu menší nebo rovnou 1. Určí se podle vztahů uvedených v čás
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.
1.1 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. Rozdělovací koeficienty se stanoví podle vztahů:
|
na elektřinu |
3,6 Ekj &03B20 3B 2ekj = ------------- -- Qdkj + 3,6 . |
|
kj na tepelnou ene |
ii kj &j &03B2tkj = --------- -- -- -- Qdkj + 3 |
|
. Ekj na e |
ktřinu 3 . Ek. Ekj &03B2er = ----- ---- ------ Qvyt |
|
3,6 . Ekj na tepe |
ou e rgii g i i Qvyt &03B2tr = -- ---- ---------- |
|
yt + 3,6 . E |
na n a elektřinu &0 &03B2eo = 0,95 , 9 |
|
. &03B2er + 0,05 . |
3B2erB 2 er na tepelnoul n |
en
|
gii |
&03B2io = 0,95 . &03B2tr kde |
kj s |
|
rk ov |
výroba elektřiny v KJ [MWh] Qdkj u |
tečn |
|
dodá |
a tepelné energie z KJ [GJ] Qvyt užitečná dodávka tepel |
ene |
1.2 Koeficienty &03B203B 2ei,&ei ,&03B2ti 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 n
1.3 Koeficienty &03B20 3 B2eo,&e o ,&03B2to se použijí k alternativnímu dělení položek údržba a opravy, odpisy, pokud nelze spolehlivě oddělit náklady na KJ a n
1.4 Koeficienty &03B20 3 B2er,&e r ,&03B2tr se použijí k dělení ostatních položek, kde nelze spolehlivě oddělit náklady na KJ a n
1.5 V položce energie se rozdělí spotřeba elektřiny z výroby v KJ s použitím koeficientů &03B20 3 B2er,&e r ,&03B2tr 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
1.6 Vzor podrobného dělení položek
|
Položka |
Specifikace |
Rozdělovací koef. |
|
|
na elekt. |
na teplo |
||
|
palivo |
spálené v KJ |
&03B20 3B |
kj &j |
|
2tkj spálené v |
|
l |
|
|
h 1 |
nergie elektřina z vlastn |
výrobý r |
y &0 |
|
2er &03B2tr e |
|
ř |
|
|
a ze sítě |
opravy údržba podíl ú |
žby ab y |
opravp ra |
|
&03B2ekj &03B2tkj po |
|
ú |
|
|
žby a |
rav kotlů |
1 1 |
ervisr vi |
|
servi |
KJ &03B2 |
j &0 & |
B2tkj2 tk |
|
dpisy odpis |
|
|
|
|
03B2ekj &03B2t |
odpisy |
otlů t l |
1 |
ostatní položky K
|
+ kotle &03B2 |
&03B2tr |
lternt e |
ativnt i |
|
í děle |
opravy, |
ržba ž b |
KJ +K J |
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 &03B20 3B 2ekj,&k j ,&03B2tkj v závislosti na jednotkovém elektrické
|
výkonu Jednotkový elektrický |
kon KJ Rozdělova |
|
|
oef. na en a |
. &03B2ekj na n |
|
|
teplo &03B2tkj |
enší |
ež 4 |
|
kW 0,35 0, |
4 |
až |
2.2 Pro dělení položek odpisy, údržba a opravy se použije alternativní způsob s koeficienty &03B20 3 B2eo,&e o ,&03B2to, ostatní položky mimo palivo a energii se dělí pomocí koeficienc i entů &t ů
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 &03B20 3 B2eo,&e o ,&03B2to, ostatní položky včetně paliva se dělí pomocí koeficienc i entů &t ů
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 &03B20
3
B2ez,&e
z
,&03B2tz stanovených podle
|
ztahů: na e |
k inu n u e &03B2e = ----- |
|
- e + ket na tepe |
ou ergiir gi i ket &0 2tz = - |
|
----- e + ket t |
lárensk modul 3,6.Ek e = |
----
--
Qvyt
kde,
ket koeficient vyjadřující poměr jednotkových nákladů na
tepelnou energii JNT a na elektřinu JNE vztažených na stejnou jednotku
(Kč/(Wh); nestanoví-li Úřad jina
k, dosa
5. Výpočet jednotkových nákladů
Jednotkové náklady na výrobu elektřiny JNE a na dodávku tepelné energie
JNT se stanoví podle vztahů:
|
na elektřinu |
&2211N21
|
kj [Kč/ |
|
h] na tepelnou ene |
ii
&2
&2211 |
Qvyt |
|
&2211N21 |
ei součet nákladových položek na elekt |
nu [tis. |
|
č] &2 |
211Nti součet nákladových položek na tepelnou |
nergii [ |
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 rozdělovacích koeficientů
1.1 Základní rozdělovací koeficienty slouží jen jako pomocné veličiny pro výpočet rozdělovacích koeficientů určených k dělení nákladů tepláren a elektráren. Stanoví se podle vztahů:
|
na elektřinu |
Qel &03B20 3B2e = ------ -- Qel + |
|
ep na tepelnou ene |
ii ep &p &03B2t = -- --- --- Qe |
+ Q
|
p |
e Qel teplo spotřebované v parní turbíně k výrobě e |
ktři |
|
[G |
Qtep užitečné dodávkové teplo na prahu |
plár |
1.2 Spotřeba tepla v páře k výrobě elektřiny Qel v parních turbínách teplárny se stanoví podle vztahu:
Qel = &2211M21 1Mad .iad - &2- &2 211Mo.io .i o - &2211Mpt.M pt. ipt - &22 &22 11Mk.ik - &2211Mu
u
|
|
[GJ] kde Mad průtok admisní páry ( |
vs |
|
pu |
o turbín) [t] Mk průtok tu |
íno |
|
ho |
ondenzátu [t] Mo průtok p |
y d |
|
odb |
ů turbín [t] Mpt průtok páry |
pr |
|
it |
ku turbin [t] Mu množství ucpávkové páry (je-li v |
žív |
|
o j |
í teplo) [t] iad entalpie páry na vstupu do turbíny ( |
misní, |
|
st |
páry) [GJ/t] jk entalpie tu |
ínovéh |
|
ko |
enzátu [GJ/t] io entalpie páry do |
ednotl |
|
ých |
dběrů [GJ/t] ipt entalpie páry |
proti |
|
ak |
turbín [GJ/t] ju ent |
pie uc |
vkové páry [GJ/t] Pokud není teplo ucpávkové páry využ
1.3 Užitečné dodávkové teplo na prahu teplárny se stanoví podle vztahu:
Qtep = &2211M21 1Mhv. (ivy - ivs).&22. &221 1(Mp . ip -
k.i
|
) |
e Mhv průtok horké vody na prahu |
ote |
|
y |
] Mvk průtok vratného kondenzátu na prahu |
ote |
|
y |
t] Mp průtok páry určitých parametrů na prahu |
ote |
|
y |
t] ip entalpie páry určitých parametrů v místě měření |
růtoku |
|
[GJ |
] ivk entalpie vratného kondenzátu v místě měření |
růtoku |
|
[GJ |
] ivs entalpie vratné horké vody v místě měření |
růtoku |
|
[GJ |
] ivy entalpie výstupní horké vody v místě měření |
růtoku |
[GJ/t] Stejným způsobem se stanoví užitečné teplo na prahu výto p
2. Výpočet rozdělovacích koeficientů pro teplárny vybavené jen teplárenskými kotli s celoročním provozem turbín
2.1 Rozdělovací koeficienty se stanoví podle vztahů:
|
na elektřinu |
iad |
|
ired na tepe |
ou e nergii i i i red - &03B2 e.iad ir ire - iad i ad + &03B2t.iad &03B2ta = ------------- = --= ---- ---------------<&03B2t |
red
ired
kde
ired entalpie páry redukovaná pro
2.2 Je-li do turbín dodávána pára o různých parametrech, stanoví se její průměrná entalpie pro výpočet rozdělovacích koeficientů &03B20 3 B2ea,&e a ,&03B2ta podle
ztahu:ah u: &2 21 1MTGnt.iTt. iT Gnt +
iad = ------------------------ [GJ/t]
&2211M21 1M TGnt + &2+ &2
2.3 Redukovaná entalpie páry pro dodávku tepla ired se stanoví podle vztahu:
&2211M2 11M o.io + &2+ &221 1Mpt.ipt ip t +
ired = ---------------------------- [GJ/t]
&2211M2 11Mo + &2+ &2211Mpt Mp
+ &
|
11M |
kde Mrs průtok páry přes hlavní redukční stanici (z |
str |
|
pár y) |
[t] MTGnt průtok páry do TG na nižší tl |
ové |
|
rov ni |
[t] MTGvt průtok páry do TG na vyšší tl |
ové |
|
rov |
[t] irs entalpie páry za hlavní redu |
ní sta |
|
cí [ |
/t] iTGnt entalpie páry na vstupu do TG na nižší tl |
ové úr |
|
ni [ |
/t] iTGvt entalpie páry na vstupu do TG na vyšší tl |
ové úr |
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:
|
Položka |
Specifikace |
na elektř. |
na teplo |
|
energie, |
společné náklady |
&03B20 3 |
ea &a |
|
B2ta specifické náklady s |
o |
|
|
|
1 specifické náklady |
|
e |
|
|
y 1 palivo a |
statní |
plárnl á |
a &0 |
3B2ea &03B2ta 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 spo
3.2 Nelze-li spolehlivě stanovit společné a specifické náklady uvedených položek, použijí se rozdělovací koeficienty &03B20 3 B2ea,&e a ,&03B2ta pro všechny položky včetně
3.3 Nestačí-li vlastní výroba elektřiny pro krytí vlastní spotřeby teplárny a část se dokupuje ze sítě, použijí se rozdělovací koeficienty &03B20 3 B2ea,&e a ,&03B2ta 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
4.
Výpočet rozdělovacích 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.
Rozdělovací 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 |
Mk pal .&03B20 3 ea &a &03B2er = -- -- --- - Mk pal |
|
Mvpal na tepelnou |
ne rgi i Mkp M al.&0l . &03B2ta &03B r = - ----- --- |
Mk
|
l + M |
al kde Mkpal spotřeba paliva v teplá |
nský |
|
k otl |
h [GJ] Mvpal spotřeba paliva ve výto |
nský |
5. Dělení nákladových položek v teplárnách doplněných výtopenskými kotli
5.1 Pokud lze u položek palivo, spotřeba elektřiny z vlastní výroby, ekologie, popeloviny, opravy a údržba, odpisy spolehlivě stanovit podíl teplárenského a výtopenského souboru, použijí se pro dělení teplárenského podílu rozdělovací koeficienty &03B20 3 B2ea,&e a ,&03B2ta. Výtopenský podíl se přičte k tepelné energii s koeficientem 1. Ostatní položky se dělí pomocí koeficienc i entů &t ů &03B2er,&03B
|
r podle |
zoru: Polo |
a Specifi |
ce na e |
|
ktř. |
teplo pal |
o te |
plárel á |
|
ké &03B2e |
|
0 |
|
|
2ta výtopenské 1 energie (vla |
ní spotřeba elek |
iny) n y |
z vlz |
|
tní výroby & |
|
e |
|
|
&03B2ta odběr ze tě 1 ekologie, pope |
viny, opra |
a úda |
ržba,ž b |
|
dpisy tep |
|
n |
|
|
é &03B2ea &03 |
ta výtopenské |
ostao s |
tní pn í |
5.2 Nelze-li spolehlivě stanovit podíl teplárenského a výtopenského souboru nebo provozního režimu, použijí se koeficienty &03B20 3 B2ea,&e a ,&03B2ta jen pro dělení položek palivo a energie, ostatní položky se rozdělí pomocí koeficienc i entů &t ů
6. Výpočet rozdělovacích 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 (&03B20
3B2e > 0
).
Rozdělovací koeficienty &t
y
&03B20
3
B2ea,&03B2ta se stanoví p
|
le vztahů: na tepe |
ou energii ired r ed &03B2ta =t = &03B2t.---- |
|
<&03B2t |
iad i ad na elektři nu iad- &03B2t3 B2t.i d iad-ired+&03B2e.ired &03B2ea = - --- --------- = ------- |
------->&03B2e iad iad Pro stanovení entalpie iad,ired platí stejná pravidl
7. Dělení nákladových položek v elektrárnách s dodávkou tepla
7.1 K dělení nákladových položek se použijí rozdělovací koeficienty &03B20 3 B2ea,&e a ,&03B2ta stejně jako u tepláren v odst. 3.1 n
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 rozdělovací koeficienty &03B20 3 B2er,&e r ,&03B2tr stanovené podle vztahů v odst. 4, podle vzoru v od
8. Výpočet rozdělovacích koeficientů u tepláren s výrobou elektřiny, tepelné energie a tlakového vzduchu
8.1 Rozdělovací koeficienty se stanoví podle vztahů:
|
na elektřinu |
Qel |
|
vz na tepelnou ene |
ii
|
|
ep+Qvz na tlakov |
vzd
|
|
l+Qtep+Qvz |
elekel ektřint nu &u &03B20 3B2v z+&03B2t &03B2ea=&03B20 2e.iae. iad. ------- ----- |
|
------>&03B2e &03B |
z.ivz. ivz+& B2t.i2 t .ired na na tepelnou energii &0 03B2t3B 2t.i red &d &03 |
|
ta=(1-&03B2ea).-- |
------- ---- --<&0-< & 03B2t &0 &03B2vz.ivz+&03B2t.ire.i d na na t lakovýk ový v |
uch
|
&03 |
vz.ivz &03B2vza=(1-&03B2ea).--------------<&03B2vz |
3B2v |
|
ivz+ |
3B2t.ired Kde Qei teplo spotřebované v |
rní |
|
rbi |
k výrobě elektřiny [GJ] Qtep užitečné dodávkov |
tepl |
|
na |
ahu teplárny [GJ] Qvz teplo spotřebované |
výrob |
|
tlak |
ého vzduchu v TD [GJ] iad entalpie páry na vstu |
do tu |
|
ín |
dmisní) [GJ/t] ired entalpie páry redukovaná |
a dodá |
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:
|
Položka |
Specifikace |
na elektř. |
na teplo |
na tlak. vzd. |
|
&03B203 |
ei &i |
03B2t3B2 |
||
|
&03B |
zi pali |
tep t |
lárnaá r |
&03 & 0 |
|
2ea
&0 |
opravy, údržba |
pisy i s |
spols p |
ečné čn é |
|
lady &03B2ea &03B2ta |
|
B |
|
|
|
specif. náklady kotelny |
|
|
|
|
|
specif. náklady strojovny |
|
|
|
|
|
specif. náklad |
tlak. vz |
|
1 o1 |
statnta t |
položky teplárna &03B2ea &03B2ta &03B2vza Specifické náklady strojovny a kotelny jsou popsány v odst. 3.1. Ke specifickým nákladům na tlakový vzduch patří náklady na soustrojí
9.2 Nelze-1i u položek energie, voda, opravy a údržba, odpisy oddělit spolehlivě společné a specifické náklady, použijí se rozdělovací koeficienty &03B20 3 B2ea,&e a ,&03B203 B 2ta,&03B2vza pro všec
10. Výpočet jednotkových nákladů
10.1 Jednotkové náklady na výrobu elektřiny se ve všech případech stanoví podle vztahu:
&2211N21
ei
JNE = ------ [Kč/
h]
&2
211
|
v |
e Esv celková výroba elektřiny v teplárně měřená na svo |
ách T |
|
[MWh]MW |
&2211Nei součet nákladových položek připadajících |
elektřin |
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 |
&2211N21
1Nti |
ep [Kč |
|
J] teplárna s výtopnou podle ods |
3
&2
&2211 |
p+Qvyt |
10.3 Jednotkové náklady na dodávku tlakového vzduchu se stanoví podle vztahů:
|
&2211N211
Nvzi.1000 &2 &
2211N |
y-ivs) |
|
č/MWh]
|
Vvz. 1 |
0
|
č/m3] m3] |
kde &2211Nvzi součet nákladových položek připadajících n |
tlakový v |
|
uch |
[tis. Kč] Vvz celkové množství tlakového vzduc |
dodanéh o |
|
|
[mil. m3] W energie dodaná tlakové |
vzd |
|
hu |
to) [GJ] ivs entalpie vzduchu |
a vstu p |
|
do |
[kJ/m3] ivy entalpie dodávaného tlakov |
o vzdu c |
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 rozdělovacích koeficientů
1.1 Základní rozdělovací 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 rozdělovacích koeficientů pro dělení ostatních položek. Stanoví se podle vztahů:
|
na elektřinu |
3,6.Es sv &03B20 3 B2es = --------- -- 3, 6. Essv + |
|
vs na tepelnou ene |
ii vs &s &03B2ts = ----- ------ 3,6. E |
v+
|
s k |
Esvs svorková výroba elektřiny při provozu se spalinový |
kotle |
|
[ M |
] Qvs teplo vyrobené ve spalinovém kotli ze spalin za |
rbin |
1.2 Teplo vyrobené ve spalinovém kotli ze spalin za turbínou Qv s 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 Qv sd , pro které platí vztahy:
Qv
s
= Qv
sd
- Qv
d
[GJ]
&03B70
7d
Qvd
= M
dpal .-----
J]
00
|
de M |
al spotřeba paliva k přitápění spalinového k |
le |
|
J] |
vd teplo vyrobené ve spalinovém kotli z přitápěcího pa |
va |
|
J] &] |
&03B7d porovnávací účinnost přitápění ve spalinov |
ko |
i
[%]
Při teplotě spalin za kotlem (do komína) nad 180 °C lze dosado
sadit &03B7d = 88 %, při nižší tš
í teplotě &03B7d = 90 %, u kotle s nízkoteplotnímt
ním ohří
kem &03B7d = 92 %.
Alternativně lze s využitím dokumentace dodavatele
zařízení nebo provozních záznamů
stanovit hodnotu Qvs ze závislosti tepelného výkonu kotle bez přitápění
na elektrickém výkonu turbíny a z výroby ele
ři
Pe
kde
|
Pe |
elektrický výkon soustrojí s plynovou turbínou |
[MW] |
|
Pt |
tepelný 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 koeficientem 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 &03B20 3 B2es,&e s ,
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:
|
Položka |
Specifikace |
na elektř. |
na teplo |
|
palivo |
spálené v turbíně - provoz s kotlem |
&03B20 3 |
es &s |
|
B2ts spálené v turbíně - provoz do |
b |
|
|
|
1 přitápěcí spálené ve spalinov |
|
o |
|
|
1 spálené v palivových kotlích (ve |
|
p |
|
|
) 1 energie (vlast. spotř. el |
třiny) z vlastn |
|
r |
|
1 odběr |
|
s |
|
|
ě 1 voda te |
nolog. teplárna + |
|
o |
a 1 V nákladové položce palivo se vyskytuje vždy dílčí položka odpovídající provozu s kotlem, ostatní dílčí položky podle skladby provozního souboru a podle provozního
3. Výpočet rozdělovacích 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 rozdělovací koeficienty podle vztahů:
|
na elektřinu |
Ms pal .&03B20 3 B2es + M al &l &03B2ex = --------------- -- --- - M spa l+ M opa |
|
Mdpal na tepelnou |
ne rgi i Msp M spal .&0 2ts+ t s + Mdpal &03B2tx = ------- -- --- ---- --- -- Msp |
|
+ Mopal+ Mdp |
na elektře k třin u pal.&a l .&03B2es+ Mopal &03B2er = -- --- ---- --- ---- --- --- Ms |
|
l+ Mopal+ Mdpal+ Mv |
l na tepele p elnou en ergi i pal.&a l .&03B2ts + Mdpal+ Mvpal & B2 tr = -- --- ---- --- ---- --- |
--
|
sp al+ |
opal+ Mdpal+ Mvpal kde Mdpal spotřeba pali |
k p |
|
tá pěn |
spalinového kotle [GJ] Mopal spotřeba paliva v plynov |
turb |
|
ě při |
rovozu do obchozu [GJ] Mspal spotřeba paliva v plyn |
é tu |
|
ín ě p |
provozu s kotlem [GJ] Mvpal spotřeba paliva ve |
ýtop |
ských palivových kotlích [GJ] U souboru bez přitápění odpadá veličina Mdpal, u provozního režimu s tr val ým využitím tepla veličina Mopal, u souboru be z v ý
3.2 Souhrnné rozdělovací koeficienty &03B20 3 B2ex,&e x ,&03B2tx slouží k dělení teplárenských položek mimo palivo, energii
3.3 Souhrnné rozdělovací koeficienty &03B20 3 B2er,&e r ,&03B2tr slouží k dělení položek mimo palivo, energii a vodu, u nichž nelze spolehlivě určit podíl teplárenského souboru a výtopenskýc
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 rozdělovací koeficienty &03B20 3 B2es,&e s ,&
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 rozdělovací koeficienty &03B20 3 B2ex,&e x ,
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:
|
Položka |
Specifikace |
na elektř. |
na teplo |
|
ekologie, odpisy,opravy a údržba |
teplárna |
&03B20 3 |
ex &x |
|
B2tx |
|
o |
|
|
a 1 ostatní |
oložky teplárna + |
ýtopnt o |
a &0 |
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 rozdělovací koeficienty &03B20 3 B2er,&e r ,
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 |
&2211N21 ei JNE = -- -- |
sv [Kč/ |
|
h] při střídavém provozu turbíny s kotlem a do obc |
zu &2 211Nei JNE = -- -- -- Es |
+ Eosv |
6.2 Jednotkové náklady na dodávku tepelné energie JNT se stanoví podle vztahu:
|
teplárna bez palivových výtopenských kotlů |
&2211N21
1Nti |
ep [Kč |
|
J] teplárna s palivovými výtopenskými k |
li
&2
&2211 |
+ Qvyt |
Kč/
|
] k |
Eosv svorková výroba elektřiny z plynové turbíny - provoz do |
bchoz |
|
[ MW |
Essv svorková výroba elektřiny z plynové turbíny - provoz |
kotle |
|
[MW |
Qtep užitečné dodávkové teplo na prahu |
plár |
|
[G |
Qvyt užitečné dodávkové teplo na prahu |
ýtop |
|
[GJ][G |
&2211Nei součet nákladových položek připadajících |
elektřin |
|
[tis.ti |
Kč] &2211Nti součet nákladových položek připadajících na |
pelnou en |
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 rozdělovacích koeficientů pro plynovou část cyklu
1.1 Základní rozdělovací 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 rozdělovacích koeficientů pro dělení ostatních položek. Stanoví se podle vztahů:
|
na elektřinu |
3,6.Es sv &03B20 3 B2es = ---------------- -- 3, 6. Essv + Qvs + |
|
ov na tepelnou ene |
ii Qvs + ov &v &03B2ms = ------------ ------ 3,6. E ssv+ Q |
+ Q
|
v k |
Essv svorková výroba elektřiny při provozu se spalinový |
kotle |
|
[ M |
] Qvs teplo vyrobené ve spalinovém kotli ze spalin za |
rbín |
|
[G |
Qvov teplo vyrobené v nízkoteplotním ohříváku vody spalinové |
kot |
1.2 Teplo Qv ov se stanoví jako součin měřeného průtoku teplonosné látky a rozdílu její výstupní a vstupní entalpie. Není-li kotel vybaven nízkoteplotním ohřívákem vody, člen Qv ov ve vzorcích odpadá.
1.3 Teplo Qv s se stanoví podle části C, odst. 1.2.
2. Výpočet rozdělovacích koeficientů pro parní část cyklu
2.1 Základní rozdělovací koeficienty &03B20 3B2e,&2 e,&03B2t podle části B, odst. 1.1 slouží jako pomocné veličiny, k dalšímu výpočtu se stanoví spotřeba tepla k výrobě elektřiny v parní tur bíně Qel podle části B, od
2.2 Rozdělovací koeficienty pro dělení v soustrojí s parní turbínou &03B20 3 B2ea,&e a ,&03B2ta se stanoví podle části B, odst. 2.1, redukovaná entalpie páry pro dodávku te pla ired podle části B, od
3. Výpočet kombinovaných rozdělovacích koeficientů
Kombinované rozdělovací koeficienty &03B20
3
B2ec,&e
c
,&03B2tc se použijí k dělení dílčích položek: palivo spálené v plynové
turbíně, opravy a údržba plynové turbíny. Stanoví se podle
ztahů:
na elektřinu
&03
&
03B2ec =e
c
= &03
&
03B2es +e
s
+ &03B20
3
B2ms.&03.
&
03B2eaB
2
= &03B2es + &03B2ea - &03B2es.2
e
s.&03B2e3
B
2ea
na
na tepet
e
pelnou
energie
r
4. Dělení nákladových položek palivo, energie, technologická voda
4.1 Pro dělení nákladů na palivo spálené v turbíně se použijí rozdělovací koeficienty &03B20 3 B2ec,&e c ,
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 &03B20 3 B2ea,&e a ,
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 &03B20 3 B2ea,&e a ,&03B2ta, 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,
4.6 Náklady na technologickou vodu a na ekologii se u teplárenského souboru dělí pomocí koeficientů &03B20 3 B2ea,&e a ,&03B2ta u výtopenských kotlů se celé přičtou k teplu s koefici
4.7 Vzor dělení nákladových položek:
|
Položka |
Specifikace |
na elektř. |
na teplo |
|
palivo |
spálené v turbíně - provoz s kotlem |
&03B20 3 |
ec &c |
|
B2tc spálené v turbíně - provoz do |
b |
|
|
|
1 přitápěcí spálené ve spalinov |
kotlk o |
i &0 |
|
|
2ea &03B2ta spálené v teplárenskýc |
paliva l |
. kot k |
|
|
ch &03B2ea &03B2ta spálené |
|
v |
|
|
openských kotlích 1 energie ( |
ast. spotř. elek |
iny) n y |
z vlz |
|
tní výroby & |
|
e |
|
|
&03B2ta odb |
ze sítě |
1 1 |
voda o d |
|
chnolog |
|
e |
|
|
árna &0 |
2ea &03 |
ta a |
výtov ý |
|
a 1 |
|
l |
ie
teplárna
&03B2ex
&03B2tx
výtopna
1
Palivové kotle se instalují
bud' v teplárenském nebo výtopenském provedení. Provoz pl
ové turbíny do obchozu je výjimečným
|
ípadem. |
lternativní dělení |
oložkl o |
y eko e |
5. Výpočet souhrnných rozdělovacích koeficientů souboru bez výtopenských kotlů
5.1 Souhrnné rozdělovací koeficienty se stanoví podle vztahů:
|
na elektřinu |
Ms pal .&03B20 3 B2ec + M opal + (M dpal + M kpal).&l ) 03B2e3 B 2ea &03B2ex = ------------------------ -- --- ----- M spal + M opal + M |
|
al + Mkpal na tepe |
ou en ergii g i i Msp al. &03B2 tc + (MdpaM d l + M + Mkpal).&03B2ta &03B2tx = ------------ -- --- ----- --- ----- --- - Ms pal |
|
Mopal + Mdp |
+ Mk pal nl na e lek třinu M spal.&a l 03B2e3 B 2ec + Mopal + Mdpal.&03B2ea &03B2er = -- --- ----- --- ----- --- ----- --- |
|
--- Mspal + Mopal |
Md pal + Mvp M vpal na tepele p elnou en gii i i Mspal.&03B2tc + Mdpal.&03B2ta + Mvpal &0 3B2 tr = --- ----- --- ----- --- |
---
|
-- --- |
--- Mspal + Mopal + Mdpal + Mvpal kde Mdpa |
spo |
|
eb a p |
iva k přitápění spalinového kotle [GJ] Mkpal sp |
řeba |
|
al iva |
palivových teplárenských kotlích [GJ] Mopal spotřeba |
aliv |
|
v ply |
vé turbíně při provozu do obchozu [GJ] Mspal spotře |
pal |
|
a v p |
nové turbíně při provozu s kotlem [GJ] Mvpa |
spo |
eba paliva ve výtopenských palivových ko [GJ ] U souboru bez přitápění odpadá veličina Mdpal, u soubor u b ez palivových teplárenských kotlů veličina Mkpal, u provoz níh o režimu s trvalým využitím tepla veličina Mop al,
5.2 Souhrnné rozdělovací koeficienty &03B20 3 B2ex,&e x ,&03B2tx slouží k dělení teplárenských položek mimo palivo, energii
5.3 Souhrnné rozdělovací koeficienty &03B20 3 B2er,&e r ,&03B2tr slouží k dělení položek mimo palivo, energii a vodu, u nichž nelze spolehlivě určit podíl teplárenského souboru a výtopenskýc
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 rozdělovací koeficienty &03B20 3 B2ec,&e c ,
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 rozdělovací koeficienty &03B20 3 B2ex,&e x ,
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:
|
Položka |
Specifikace |
na elektř. |
na teplo |
|
opravy a údržba |
teplárna |
&03B20 3 |
ex &x |
|
03B2tx |
odpisy |
|
o |
|
a 1 ostatní |
oložky teplárna + |
ýtopnt o |
a &0 |
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 rozdělovacích koeficientů &03B20 3 B2er,&e r ,
8. Výpočet jednotkových nákladů
8.1 Jednotkové náklady na výrobu elektřiny JNE se stanoví podle vztahů:
|
při trvalém provozu PPC |
&2211N21 ei JNE = ---- -- Essv+ |
sv [Kč/ |
|
h] při střídavém provozu plynové turny s využitím tepla a do obc |
zu &2 211Nei JNE = ----- ------ Es sv+ E |
v+ Esv |
8.2 Jednotkové náklady na dodávku tepelné energie JNT se stanoví podle vztahů:
|
teplárna s PPC bez výtopenských kotlů |
&2211N21 1Nti . 00 JNT = --------- -- Qtep + |
ov [Kč |
|
J] teplárna s PPC a s výtopenskými k |
li &2 &2211N .1000 JNT = ----- ------ Qt ep+ Qv |
+ Qvyt |
Kč/
|
] |
e Esv svorková výroba elektřiny z parní |
urbín |
|
[ MW |
Eosv svorková výroba elektřiny z plynové turbíny - provoz do |
bchoz |
|
[ MW |
Essv svorková výroba elektřiny z plynové turbíny - provoz |
kotle |
|
[MW |
Qtep užitečné dodávkové teplo na prahu |
plár |
|
[G |
Qvov teplo vyrobené v nízkoteplotním ohříváku vody spalinové |
kot |
|
[G |
Qvyt užitečné dodávkové teplo na prahu |
ýtop |
|
[GJ][G |
&2211Nei součet nákladových položek připadajících |
elektřin |
|
[tis.ti |
Kč] &2211Nti součet nákladových položek připadajících na |
pelnou en |
1) Vyhláška č. 439/2001 Sb., kterou se stanoví pravidla pro vedení oddělené evidence tržeb, nákladů a výnosů pro účely regulace a pravidla pro rozdělení nákladů, tržeb a výnosů z vloženého kapitálu v energetice.
2) Vyhláška č. 373/2001 Sb. , kterou se stanoví pravidla pro organizování trhu s elektřinou a zásady tvorby cen za činnosti operátora trhu.
3) Zákon č. 526/1990 Sb. , o cenách, ve znění pozdějších předpisů.
4) Vyhláška č. 252/2001 Sb. , o způsobu výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla.
5) Zákon č. 586/1992 Sb. , o daních z příjmů , ve znění pozdějších předpisů.
6) Vyhláška č. 329/2001 Sb. , kterou se stanoví podmínky při pojení a dodávek plynu pro chráněné zákazníky.
7) Zákon č. 587/1992 Sb. , o spotřebních daních, ve znění pozdějších předpisů.
8) Zákon č. 563/1991 Sb., o účetnictví, ve znění pozdějších předpisů.
9) § 69a odst. 2 zákona č. 513/1991 Sb. , obchodní zákoník , ve znění pozdějších předpisů.
10) § 69a odst. 1 zákona č. 513/1991 Sb. , ve znění pozdějších předpisů.
11) § 69b zákona č. 513/1991 Sb. , ve znění pozdějších předpisů.
12) § 69c zákona č. 513/1991 Sb. , ve znění pozdějších předpisů.
13) Vyhláška č. 153/2001 Sb. , kterou se stanoví podrobnosti určení účinnosti užití energie při přenosu, distribuci a vnitřním rozvodu elektrické energie.
14) Vyhláška č. 580/1990 Sb. , kterou se provádí zákon č. 526/1990 Sb. , o cenách, ve znění pozdějších předpisů."